Esquema de financiación BTG Pactual

Taller de Financiamiento de Proyectos Solares - Colombia
25 de Abril, 2017
Financiamiento de Proyectos Solares en LATAM

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Financiamiento de Proyectos Solares en LATAM
SECCIÓN I Financiamiento de Proyectos en BTG Pactual…………………………………………………….................................... 03
SECCIÓN II Financiamiento de Proyectos Solares……………………..…………………………………………………………………. 07
SECCIÓN III Transacciones de Equity……………………..………………………………………………………….……………………… 19
SECCIÓN IV Casos de Estudio……………..………………………………………..……………............................................................. 22
SECCIÓN V Mercado de Energía en LATAM…………..………………………………………..…………….......................................... 28
SECCIÓN V.1 Visión General………………………………………..……………........................................................................ 28
SECCIÓN V.2 Chile…………..………………………………………..……………........................................................................ 31
SECCIÓN V.3 Perú…………..………………………………………..……………........................................................................ 52
SECCIÓN V.4 Brasil…………..………………………………………..……………....................................................................... 63
SECCIÓN V.5 México………..………………………………………..……………........................................................................ 76
SECCIÓN V.6 Argentina……..………………………………………..……………........................................................................86
SECCIÓN V.7 Colombia……..………………………………………..……………........................................................................ 96

Sección I
Financiamiento de Proyectos en BTG Pactual

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Banco de inversión en América Latina que se apoya en su plataforma y experiencia para
establecer una franquicia líder de financiamiento de proyectos en la región
• El equipo de Financiamiento de Proyectos de BTG es un joint-venture
entre las áreas de Crédito y Banca de Inversión.
• La estructura de joint-venture permite a BTG proveer a sus clientes
acceso al mercado de prestamos comerciales y al mercado de capitales,
que son los dos mercados primarios para financiamiento de proyectos.
• BTG ofrece una amplia gama de servicios para sus clientes en los
sectores de infraestructura y energía en América Latina, incluyendo:
ￚ Asesoría: estructura de capital y asesoría financiera; asesoría de
calificaciones crediticias; asesorías pre-licitación
ￚ Ejecución: modelación financiera y estructuración de
transacciones; coordinación con firmas de abogados para
desarrollar debida diligencia y documentación legal; coordinación
con consultores externos para el desarrollo de reportes y/o
estudios técnicos/medioambientales, de recurso, de
mercado/demanda y de seguros; desarrollo de memorandos de
información y materiales de marketing
ￚ Colocación: lecturas de mercado y pricing con inversionistas
institucionales globales y/o bancos de financiamiento de proyectos;
colocación de deuda y/o sindicación de préstamos
• BTG ofrece una opción dual al estructurar y preparar transacciones para
el mercado bancario y de bonos. Esto permite a nuestros clientes
seleccionar la opción óptima una vez que los términos indicativos y
pricing están disponibles en ambos mercados.
Equipo PF LATAM (ex. Brasil)
• Basado en Nueva York
• Enfocado en América Latina (ex. Brasil)
Equipo PF Brasil
• Basado en São Paulo
• Enfocado en Brasil
Nueva York
São Paulo
Financiamiento de Proyectos BTG | Visión General

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El equipo de Financiamiento de Proyectos de BTG posee amplia experiencia en los
sectores de energía e infraestructura, con un expertise único en garantías financieras.
Energía & Recursos Naturales
Samalayuca II
Planta de Ciclo Combinado 700MW
USD 115,175,292 Term Loan
Sole Arranger
2015
Infraestructura
• Generación Convencional: carbón, gas natural, diésel
• Energía Renovable: solar, eólico, termo-solar, hidro
• Otros: líneas de transmisión
• Recursos naturales: forestal
• Transporte: autopistas, puertos, aeropuertos
• Otros: plantas de desalinización, tratamiento de aguas
• Social: hospitales, escuelas, edificios públicos, cárceles
Autopista Periférico de Monterrey
Autopista 68km
MXN 1,430,000,000 Préstamo Puente
Sole Arranger
2013
Cerro Dominador
Termo-solar 110MW
USD 223,000,000 Préstamo Puente
Sole Arranger
2014
Ruta de la Araucanía
Autopista 145km
USD 344,000,000 Bonos Garantizados
Asesor Financiero
2010
Financiamiento de Proyectos BTG | Enfoque Sectorial

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BTG Pactual puede apoyar al proyecto con una amplia variedad de productos financieros, incluyendo
asesoría financiera, prestamos puente, cartas de crédito, instrumentos de cobertura, seguros y
emisiones en los mercados de capitales de deuda.
Asesoría Financiera “One-Stop-Shop”
En curso
Asesoría Financiera Subasta
Nov-2013
Ptmo Puente
BRL 250 mm
Feb-2014
Asesoría Financiera BNDES
BRL 492 mm
Abr-2016
Asesoría Calificación Crediticia
Calificación AA+
Feb-2017
Asesoría Financiera Debentures
En curso
Morrinhos
Eólico
Ago-2015
Asesoría M&A - CSI sell side
80% participación en proyecto
Oct-2016
Asesoría Ptmo Puente a BNDES
BRL 421 mm
Mar-2017
Asesoría Ptmo Puente a Debentures
BRL 234 mm
En curso
Asesoría Financiamiento de Largo
Plazo
En curso
En curso
Pirapora I
Solar
Carta de Crédito BNDES
BRL 165 mm
Dic-2014
Asesoría Calificación Crediticia
Calificación AA+
Sep-2016
Debentures Sole Bookrunner
BRL 150 mm, 14 años
Ene-2017
Ejecutado
Enero 2017
TSLE
Línea de Transmisión
Ejecutado
Diciembre 2016
Ptmo Puente a BNDES
BRL 200 mm
Mar-2015 y Oct-2015
Ptmo Puente a Debentures
BRL 100 mm
Abr-2016 y Oct-2016
Asesoría Financiera BNDES
BRL 261 mm
Mar-2016
Debentures Sole Bookrunner
BRL 68 mm, 12 años
Dic-2016
Energia dos Ventos
Eólico
Credenciales Seleccionadas en el Sector de Energía
En curso
Jul-2014
Ptmo Puente a BNDES
BRL 275 mm
En curso
Asesoría Financiamiento de
Largo
En curso
Línea de Transmisión Xingu Rio
Transmissora Energia

Sección II
Financiamiento de Proyectos Solares

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El siguiente esquema ilustra la relación entre las partes generalmente involucradas en una estructura de financiamiento para
proyectos solares:
Partes Involucradas – Estructura Simplificada
Off-Taker
SPV Proyecto
PPA
Pagos
Prestamistas
Contratista EPC
Desembolso Deuda
Pago Servicio Deuda
Proveedor Paneles Solares
y Otros O&M Contractor
Sponsors
Compromisos/Desembolso
de Equity
Asesores Independientes:
Legal
Técnico/Medioambiental
Seguros
Mercado/Recurso Solar
Desarrollo de
Debida Diligencia

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La siguiente figura ilustra un cronograma de la vida de un proyecto solar:
Cronograma / Principales Hitos de un Proyecto Solar
Fase de Pre-
Construcción
Fase de Construcción
Fase de Operación
Entrada en operación
• Inyección de energía al off-taker
• Inicio de pagos de servicio de deuda
• Monitoreo del proyecto durante su
fase de operación y mantenimiento
Vencimiento del PPA
• Vencimiento de la
deuda
Inicio de construcción
• Ejecución de contratos de
crédito, cierre financiero y
primer desembolso
• NTP al contratista EPC
• Desembolsos periódicos de la
deuda con aprobaciones del
ingeniero independiente
• Contribuciones de equity al
proyecto
Inicio de desarrollo / pre-
construcción
• Obtención / Firma de PPA
• Obtención de licencias y
permisos
• Obtención de terrenos
• Selección de contratista y
desarrollo de contrato de
EPC
• Desarrollo de debida
diligencia y documentación
de los prestamista

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 Los siguientes puntos resumen los principales aspectos incluidos en un PPA :
 Definición de las partes: off-taker y vendedor de la energía
 Energía comprometida a un precio determinado, $/MWh
 Plazo
 Principales hitos y fechas del PPA (el PPA puede incluir penalidades en caso el proyecto no cumpla con las fechas
estipuladas):
 Fecha de firma del contrato
 Permisos para iniciar construcción
 Obtención de permisos de generación
 Registro como participante de mercado
 Fecha cierre financiero
 Fecha inicio construcción
 Fecha limite para completar construcción
 Fecha máxima para inyectar energía al sistema
 Moneda y formula de indexación
 Exigencia de garantías de fiel cumplimiento / performance bonds para asegurar pagos de penalidades y cubrir
potenciales daños de retrasos
 Clausula de terminación anticipada por parte del off-taker (por default del vendedor o incumplimiento de plazos
limites del PPA), el vendedor (por default del comprador) o por fuerza mayor: se debe establecer claros
mecanismos de terminación y obligaciones en cada caso
Consideraciones en un Contrato de Compraventa de Energía (PPA)
Principales Consideraciones en un PPA

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Los siguientes aspectos resumen los principales aspectos
incluidos en un contrato de EPC para proyectos solares:
 Monto fijo
 Fechas clave / hitos principales
 Alcance de trabajo
 Responsabilidad del contratista por los módulos PV
 Garantía módulos
 Estándar aplicable
 Calendario de pagos
 Limitación de responsabilidad
 Garantía de ejecución del trabajo
 Garantía de equipos
 Test de Performance
 Garantía de energía / output
 Garantía de terminación
 Garantías liquidas / retenciones de pagos
 Liquidated Damages por retrasos
 Fuerza mayor
Consideraciones en un Contrato de EPC y Contrato de Suministro de Módulos
Contrato EPC Contrato de Suministro de Módulos
Los siguientes aspectos resumen los principales aspectos
en un contrato de suministro de módulos:
 Partes
 Cantidad contratada
 Precio contratado
 Calendario de entrega
 Estándar de calidad
 Titulo y riesgo de pérdida
 Inspecciones y regresos
 Esquema de pagos
 Security interest
 Garantías

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En el caso que los sponsors o el SPV no sean propietarios
del terreno donde se va a desarrollar el proyecto,
incluyendo el terreno del parque solar, la línea de
transmisión, y la interconexión/subestación, es posible
contar con un contrato de arriendo/lease de terrenos que
considere:
 Partes del contrato
 Propósito del contrato
 Fecha efectiva
 Plazo (al menos por el plazo de la deuda / PPA,
idealmente con algunos años de “cola” y posibilidades de
extensión)
 Precio del terreno / Indexación
 Mecanismo de pago
 Tasa de mora
 Derecho asociados, en general, todas las actividades
necesarias a ser desarrolladas en conexión con el
proyecto
 Obligaciones de las partes
Consideraciones en un Contrato de EPC y Contrato de Suministro de Módulos
Contrato de Arriendo de Terrenos Permisos Medioambientales y Regulatorios
La siguiente lista resume los principales permisos
medioambientales y regulatorios exigidos para un proyecto
solar:
 Permiso / Estudio de impacto medioambiental
 Impacto social
 Permiso de generación
 Estudio indicativo
 Estudio de impacto en el sistema
 Estudio de instalación
 Estudio de interconexión
 Permisos arqueológicos

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 Respaldo de flujos futuros a través de un contrato de compraventa de energía (PPA, o power purchase agreement) con
un off-taker o grupo de off-takers con un nivel mínimo de calificación crediticia
 Contrato de EPC con monto y plazo fijo, firmado con contratistas y sub-contratistas con reputación y experimentados,
que incluya clausulas de liquidated damages y garantías de performance respaldadas por instrumentos de pago
aceptables y líquidos
 Contratos de proveedores con garantías de largo plazo
 Obtención de terrenos necesarios para desarrollar el proyecto solar y la conexión a través de la línea de transmisión al
sistema
 Obtención de licencias ambientales y permisos necesarios para desarrollar el proyecto
 Marco regulatorio estable y con precedente histórico
Principales Aspectos de Bancabilidad
Proyecto
Debida Diligencia
 Estudio de recurso solar desarrollado por un consultor experimentado en la debida diligencia, para definir los escenarios
de P50, P75, P90, P99
 Reporte del ingeniero independiente validando presupuesto y calendario de construcción y operación del proyecto
 Reporte del consultor de seguros validando el paquete de seguros del proyecto
 Debida diligencia legal que incluya revisión de los contratos del proyecto

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 Estructura de garantías durante la fase de
construcción, incluyendo garantía corporativa de los
sponsors, garantía liquida del contratista EPC y/o
retenciones a pagos del contratista EPC
 Desembolsos de la deuda realizados periódicamente
con la aprobación del ingeniero independiente
 Contribuciones de equity durante la fase de
construcción: upfront o pari passu (potencialmente
respaldadas con cartas de crédito)
 Monitoreo del ingeniero independiente durante
construcción
 Obligaciones de hacer y no hacer (covenants)
 Prendas sobre contratos, activos, cuentas y acciones
del proyecto
Principales Aspectos de Bancabilidad
Estructura Financiera
 Dimensionamiento de la deuda a través de
escenarios de dimensionamiento aplicando ratios de
cobertura de servicio de deuda (RCSD) al flujo de
caja disponible para pagar servicio de deuda
 Soportes de liquidez al proyecto durante la fase de
operación a través de cuentas de reserva, definidas
de acuerdo a la capacidad del proyecto de resistir a
escenarios de stress según la volatilidad de los
escenarios de recurso solar
 Pagos restringidos a los accionistas (dividendos,
pago de servicio de deuda subordinada, préstamo a
los accionistas) con el cumplimiento de un RCSD
mínimo
 Monitoreo del ingeniero independiente durante
construcción
 Obligaciones de hacer y no hacer (covenants)
 Prendas sobre contratos, activos, cuentas y acciones
del proyecto
Fase de OperaciónFase de Construcción

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Términos y Condiciones Generales para Financiamiento de Largo Plazo
Prestatario SPV Proyecto
Instrumento Préstamo de largo plazo / Bonos
Uso de Fondos Financiar CapEx del proyecto, incluyendo costos de construcción, gastos financieros, impuestos y fondeo
de cuentas de reserva
Plazo / Duración Definido de acuerdo al plazo de PPA. El mercado ha visto plazos de:
• Hasta 18 años en el mercado bancario
• Hasta 30 años o más en el mercado de capitales
Periodo de Gracia Etapa de construcción
Pago de Principal / Interés Trimestral / Semi-anual
Comisión Upfront [●]%
Tasa de Interés [●]% p.a.
Comisión de Compromiso [●]% p.a. sobre el monto comprometido no desembolsado
Ratios de Cobertura de
Servicio de Deuda
1.30x-1.40x para escenarios de recurso P50;
1.00x-1.05x para escenarios de recurso P99
Apalancamiento 70:30-85:15
Colateral Prenda sobre contratos del proyecto, prenda sobre cuentas del proyecto, prenda sobre los activos del
proyecto, prenda sobre las acciones del Prestamista
Cuentas de Reserva Cuenta de Reserva de Servicio de Deuda (6-12 meses), Cuenta de Reserva de O&M (3-6 meses)
La siguiente tabla resume los términos y condiciones generales que se acostumbrarían a ver en un
financiamiento de proyectos solares en la región

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Introducción a Bonos Garantizados
 Los pagos de servicio de deuda sobre los bonos garantizados son garantizados por entidades solventes, generalmente
instituciones financieras privadas, agencias multilaterales o bancos de desarrollo. El garante provee una garantía incondicional e
irrevocable sobre el pago íntegro y puntual del servicio de deuda de los bonos.
 Bajo una estructura tradicional de bonos de proyecto, el inversionista fondea al emisor y se basa en el proyecto como su fuente
primaria de pago de servicio de deuda (asume riesgo proyecto).
 Los inversionistas están interesados en bonos de proyecto de largo plazo debido a su habilidad de calzar sus pasivos de largo
plazo con flujos de caja contratados con duraciones comparables. Dicho esto, el universo de inversionistas para emisiones de
bonos está limitado debido a la naturaleza especializada de financiamiento de proyectos. Este problema se exacerba en
mercados emergentes, donde considerando el riesgo país disuade a los inversionistas.
 Bajo una estructura de garantías, los riesgos son re-alocados a las partes que están mejor capacitadas para manejarlos. Los
inversionistas todavía fondean al emisor y todavía se basan en el proyecto para los pagos de servicio de deuda, pero ahora
pueden contar con los garantes en el evento de un default del emisor (asumen riesgo garante). Los garantes están dispuestos a
garantizar los pagos de servicio de deuda a cambio de una prima debido a la tolerancia de riesgo que asumen y su habilidad
para evaluar y monitorear el riesgo del proyecto.
Inversionistas Bono
Asumen Riesgo Proyecto
Emisor
SPV Proyecto
Desembolso
Deuda
Pago
Servicio
de Deuda
Bono de Proyecto Tradicional Bono de Proyecto Garantizado
Inversionistas Bono
Asumen Riesgo Garante
Emisor
SPV Proyecto
Desembolso
Deuda
Pago
Servicio
de Deuda
Garantía de
Prima Garantía
Garantes Financieros
Asumen Riesgo Proyecto
Otros multilaterales /
Bancos de desarrollo
Pago de
Servicio de
Deuda

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Introducción a Bonos Garantizados
Estructuración
• Debida diligencia
• Documentación legal
• Términos de financiamiento
• Modelación financiera
• Evaluación de la
transacción que está siendo
estructurada y presentada
por BTG a través de un
proceso de crédito formal
Mejora Crediticia
• La garantía provee una
mejora crediticia
• De acuerdo con la
naturaleza incondicional e
irrevocable de la garantía,
los bonos obtienen una
mejora en su calificación
crediticia
Fondeo
• El inversionista compra los
bonos al emisor después de
realizar un análisis
detallado de la solvencia
del garante, junto con un
análisis del proyecto
Monitoreo
• El garante actúa como
entidad controladora y
administra la transacción a
través de la vida de los
bonos, incluyendo la
implementación de
cualquier cambio necesario
Ciclo de Vida para Bonos Garantizados
 Existen dos fases en el ciclo de vida de bonos garantizados, y cada fase posee dos sub-fases.
 La primera fase (fase de estructuración) involucra el paquete de estructuración, obteniendo aprobación de los garantes
y finalizar legalmente la garantía.
 La segunda fase (fase de inversión) involucra colocar los bonos garantizaos en el mercado de capitales de deuda,
obteniendo fondos y luego monitoreando la transacción.
Fase de Estructuración Fase de Inversión
Los garantes son capaces de resolver las limitaciones de los inversionistas a través de exposición
directa de su balance para alinear sus intereses con los de los inversionistas

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Términos y Condiciones Generales para Garantías Financieras
Garantía Full Wrap Garantía Parcial de Crédito
Garantía
Financiera
Garantía full wrap (garantiza el pago oportuno de 100% de
principal e intereses de la deuda)
Garantía parcial de crédito (garantiza el pago oportuno de principal
e intereses de la deuda hasta un monto máximo garantizado)
Garantes Garantes privados, agencias multilaterales y bancos de desarrollo Agencias multilaterales y bancos de desarrollo
Monto
Garantizado
Equivalente al monto total de los bonos garantizados Generalmente medido como un % de los bonos o los costos totales
del proyecto
Mejora
Crediticia
Alcanza calificación crediticia equivalente a la calificación del
garante
Calificación crediticia mejora de acuerdo al % de garantía
Plazo
Garantía
Mismo plazo que los bonos garantizados Plazo no necesariamente cubre la vida completa de los bonos
Comisión de
Análisis
Comisión fija de $[●] pagadero a la firma del mandato Comisión fija de $[●] pagadero a la firma del mandato
Comisión
Upfront
[●]% sobre el monto garantizado [●]% sobre el monto garantizado
Prima
Garantía
Financiera
[●]% p.a. sobre el monto garantizado, pagadero 6 meses por
adelantado
[●]% p.a. sobre el monto garantizado, pagadero 6 meses por
adelantado
Comisión de
Monitoreo
Comisión fija de $[●] por año Comisión fija de $[●] por año
Garantía
Exigida
Garantía Corporativa Sponsors durante construcción Garantía Corporativa Sponsors durante construcción
La siguiente tabla resume los términos y condiciones generales que aplicarían para el financiamiento
de un proyecto solar

Sección III
Transacciones de Equity

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Año Proyecto Capacidad Tecnología Status Tamaño ($) Vendedor Comprador
2012 Campanario 240 TPP (Diesel/NG) Operando ~85 Bankruptcy Trustee Duke Energy
2012 Ibener 140 HPP Operando ~425 CGE Duke Energy
2013 Totoral 46 WPP Operando n/a SN Power LAP
2013 Enerplus 420 HPP Greenfield ~90 CGE Electrica Puntilla
2013 Lican (55%) 18 HPP Operando ~55 Iberdrola ICL
2013 Colmito 58 TPP (Diesel / NG) Operando n/a Pacific / SN Power IC Power
2013 Rucatayo (45%) 57 HPP Operando ~80 Citicorp IF Pilmaiquen
2013 Las Flores 193 TPP (NG) Operando ~114 Duke Energy IC Power
2014 Guacolda (50%) 600 TPP (Coal) Operando ~730 Copec / Von Appen AES Gener / GIP
2014 GasAtacama (50%) 740 TPP (NG) Operando ~310 Southern Cross Endesa
2014 Pacifico 350 TPP (Coal) Greenfield n/a Southern Cross Sembcorp
2014 Arrayán (38%) 115 WPP Operando ~45 AEI Pattern Energy
2014 Edegel (21%) 1,652 TPP | HPP Operando ~410 IC Power Enersis
2014 Termovalle 210 TPP Operando ~80 El Dorado Group Altra, Colpatria, SCL
2014 7 plantas de generación 535 TPP | HPP | WPP Operando ~795 Engie Celsia
2015 Termocandelaria (61%) 1,232 TPP Operando ~235 Tribeca Energy Fund Bancard, SCL, Vince
2015 Pilmaiquen 60 HPP Operando ~240 Philippi, Quiroga + Others Statkraft
2015 Pacific Hydro 900 HPP | WPP Op.+ Green. > 2,000 IFM State Power Inv. Corp.
2015 Fenix Power 570 TPP (NG) Operando 790 AEI Colbun
2015 Luz Minera & Nueva Era (50%) 1,200 TPP (NG) Greenfield n/a ENAP Mitsui
2016 Isagen (58%) 3,032 TPP | HPP Operando 2,005 Colombian Gov’t Brookfield
2016 Raki & Huajache 15 WPP Operando n/a Seawind Inter Energy
2016 Los Guindos (75%) 139 TPP (Diésel) Operando n/a Ingelec (Inprolec) GE Capital
2016 Olmue & Santa Sofia 185 SPV Greenfield n/a SunEdison Colbun
2016 Duke LatAm (ex-Brasil) 2,300 TPP | HPP Operando 1,200 Duke Energy I-Squared
2016 Emelda 72 TPP (Diésel) Operando n/a Ecomac Glenfarne Group
Generación
Transacciones Precedentes en la Región AndinaTransaccionesEjecutadas

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Financiamiento de Equity Disponibles para Proyectos Solares
Prestatario SPV Proyecto / Sponsors
Instrumento Deuda subordinada
Plazo / Duración Plazo puede ir algunos años sobre el PPA
Periodo de Gracia Al menos la etapa de construcción
Pago de Principal / Interés Trimestral / Semi-anual, con capitalización de intereses en periodos que el flujo de caja no sea suficiente
para pagar el los intereses acumulados
Tasa de Interés [ ]% p.a., generalmente sobre la Tasa de Interés de la Deuda Senior
Flujo de Caja Disponible para
el Servicio de Deuda
Flujo de caja subordinado al pago de la Deuda Senior
Deuda Subordinada – Términos y Condiciones Generales
Prestatario Sponsors
Instrumento Préstamo Puente
Plazo 1-2 años
Pago de Principal / Interés Pago de Intereses Trimestral, Pago de Principal Bullet
Tasa de Interés [ ]% p.a.
Comisión Upfront [●]%
Préstamo Puente de Equity

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Casos de Estudio
Emisor Topaz Solar Farms LLC
Instrumento Notas Senior
Monto de Emisión US$ 700 millones
Fecha de Colocación Febrero 2012
Calificación Crediticia Baa3 Escala Global
Plazo 28 años
Ratio de Cobertura de Servicio
de Deuda
1.35x para P90
1.47x min – 1.63x promedio para P50
1.20x min para distribuciones
Cuenta de Reserva de
Servicio de Deuda
6 meses, respaldada por una carta de crédito
Cuenta de Reserva de O&M 6 meses, respaldada por una carta de crédito
Emisión de Bonos – Proyecto Solar Topaz (California)
• Proyecto de generación solar de 550 MWac, desarrollado por First Solar, ubicado en el condado de San Luis Obispo, California. El 31 de
enero, 2012, MidAmerican Energy Holdings Company adquirió Topaz de First Solar.
• Todos los ingresos de Topaz vendrán de la venta de 550MWs de energía a Pacific Gas & Electric Company (PG&E, calificado A3) bajo los
términos de un contrato de compraventa de energía (PSA) de 25 años.
Notas:
Fuente: Reporte Moody’s

24
Casos de Estudio
Emisor CE Oaxaca Dos, S. de R.L. de C.V.
Instrumento Notas Senior
Monto de Emisión US$ 148.5 millones
Fecha de
Colocación
Julio 2012
Calificación
Crediticia
BBB- Escala Global
Plazo 20 años
Ratio de
Cobertura de
Servicio de Deuda
Cuenta de
Reserva de
Servicio de Deuda
6 meses
Cuenta de
Reserva de O&M
6 meses
Proyecto Eólico Oaxaca II (México)
• Parque eólico de 102MW desarrollado por Acciona que se beneficia de un PPA a 20 años con CFE
• Precio PPA: 65 US$/MWh
Notas:
Fuente: Reporte Fitch

25
Descripción del Proyecto y Proceso de Estructuración
Propósito de la Transacción
• El proyecto Cerro Dominador CSP es una planta de concentración solar
de 110 MW, ubicada en el distrito de María Elena en la región de
Antofagasta en Chile. La planta será capaz de producir energía 94.5% de
las horas del año, con un factor de planta esperado de 86%, usando
tecnología de almacenamiento que asegura la falta de intermitencia que
normalmente afecta los proyectos de energía renovable.
• El proceso de estructuración contempló la selección de asesores legales
para asistir en la documentación del préstamo y la contratación de un
ingeniero independiente, encargado tanto del estudio de debida diligencia
inicial como del seguimiento de los avances de la construcción.
• BTG Pactual está manejando las primeras etapas de estructuración de la
financiación de largo plazo, desarrollando un modelo financiero detallado
con capacidades para simular escenarios de stress y un infomemo para
distribuir a potenciales bancos interesados en proporcionar préstamos de
largo plazo.
• Hacia fines de 2013, Abengoa Solar Chile fue seleccionada por el
Gobierno de Chile a través de la Corporación de Fomento de la
Producción (“CORFO”) para desarrollar la primera planta termo-solar para
producción de electricidad directa en Sudamérica. Con una inversión
estimada de US$ 1,400 millones, el sponsor estaba buscando un
préstamo de corto plazo para empezar la construcción y minimizar los
aportes de capital, mientras se estructuraba la financiación de largo plazo.
• BTG Pactual estructuró en menos de 2 meses un préstamo puente donde
los fondos fueron utilizados para pagar las primeras facturas del contrato
EPC y completar los primeros hitos de la construcción. BTG también fue
mandatado como asesor para estructurar la financiación de largo plazo
para el proyecto.
Notas:
Fuentes: BTG Pactual
INSTRUMENTO Préstamo Puente
INDUSTRIA Renovable / Termo-solar
MONTO US$ 223 millones
MONEDA US$
FECHA DE CIERRE Agosto 2014
PLAZO 3.1 años
USO DE RECURSOS Financiamiento de Construcción
PRESTATARIO Cerro Dominador CSP
COD ESPERADO 2019
SPONSORS EIG
El Proyecto
Resumen de la Transacción
Préstamo Puente Cerro Dominador CSP | Chile (2014)
Sole Lender a Primer Proyecto Termo-Solar en América Latina

26
La Jacinta M&A | Brasil (2017)
Asesor Financiero Exclusivo a FRV en la Venta del Proyecto Solar La Jacinta en Uruguay
BTG Pactual actuó como asesor financiero a FRV en la venta del proyecto solar La Jacinta de 65 MWp a Invenergy LLC, en lo que se ha
convertido la primera transacción de M&A en generación solar en Uruguay involucrando una planta solar en operación
US$ 32 millones
Asesor a FRV en la venta del proyecto solar La
Jacinta de 65 MWp – el único proyecto solar en
operación en Uruguay – a la compañía
norteamericana Invenergy LLC por una
consideración de equity total de US$ 32.0 millones
Marzo, 2017
Asesor Financiero a FRV
 Estructura de la Transacción y Destacados
El 15 de febrero de 2017, Fotowatio Renewable Ventures (“FRV”) anuncio la venta del
proyecto solar La Jacinta de 65 MWp a la compañía norteamericana Invenergy LLC
FRV era propietaria del único activo solar operando en Uruguay y uno de los
activos solares en operación más grande en América Latina
Esta transacción es parte del modelo de negocios de FRV de desinversión de activos
operacionales una vez que los hitos de implementación han sido alcanzado, lo que
apunta a reciclar capital y fortalecer el balance del grupo
Destacados del proyecto:
PPA en USD a 30 años, que constituye el plazo más largo para generación solar
en América Latina
Ubicación privilegiada llevando a mayor performance y menores costos
operacionales: área con el mayor nivel de radiación, conexión a la red de alto
voltaje está a solo 3 km del sitio, 220 Ha de terrenos asegurados por un periodo
de 30 años
Activo construido con tecnología probada (tecnología cristalina), bajo estructuras
fijas y con riesgo técnico reducido
Contraparte de PPA solvente (UTE, calificación crediticia de BBB escala global)
Constructor y Proveedores experimentados de primer nivel proveyendo garantías
de largo plazo
 Invenergy LLC
Compañía de generación renovable mas grande de América del Norte. Desarrolla, es
propietaria y opera proyectos de energía limpia en el mundo
Invenergy desarrolla, construye, es propietaria y opera proyectos de generación
de energía y almacenamiento de energía en América del Norte, Europa y
América Latina
La compañía ha desarrollado alrededor de 13,000 MW de proyectos de energía
en EEUU, Canadá, Europa y América Latina. Esto incluye más de 7,497 MW
de proyectos en operación, con más de 4,506 MW en construcción o
desarrollo avanzado
Invenergy está basado en Chicago con oficinas de desarrollo en EEUU, Canadá,
América Latina, Japón and Europa

27
• Estructura de la Transacción y Destacados
En octubre de 2016, Canadian Solar cerró la venta de 80% de su participación en el
complejo solar Pirapora I, con 191.5 MWp de capacidad instalada, a EDF EN do
Brasil. La transacción fue el primer M&A exitosamente concluido en el mercado
de generación de energía solar en Brasil.
La venta del complejo Pirapora I es parte de la estrategia de Canadian Solar en
Brasil. La compañía, una de las más grandes y principales en el sector de
energía solar, buscar aumentar su portafolio de proyectos, actualmente
totalizando 394 MWp de PPAs de largo plazo adjudicados, y soporte del
mercado doméstico solar con su planta de fabricación de módulos de 360 MWp.
Pirapora I será el primer proyecto solar en Brasil para EDF EN, un líder de mercado
global en el sector de energía renovable que está enfocado en expandir y
diversificar su portafolio de activos renovables en Brasil, con dos proyectos
eólicos ya en construcción.
BTG Pactual actuó en todas las etapas del proyecto, como el asesor de
financiamiento de proyectos durante la subasta y posteriormente durante la
estructuración del financiamiento del proyecto y asesor financiero exclusivo a
Canadian Solar en la venta de su participación en Pirapora I.
• Destacados del complejo Pirapora I
El proyecto, ubicado en el estado de Minas Gerais en Brasil, se adjudico un contrato
de compraventa de energía a 20 años en la segunda Subasta de Energía de
Reserva en 2015. La construcción ya comenzó y está esperada que inicie
operaciones en el tercer trimestre de 2017.
La estructura del proyecto fue diseñada para, en una manera proactiva, tratar con
algunos de los desafíos inherentes a una industria todavía en una etapa
temprana de desarrollo, pero con un gran potencial de crecimiento y creación de
valor.
Canadian Solar fue la primera compañía en invertir en una planta de fabricación de
módulos en Brasil, satisfaciendo los requisitos de contenido local y asegurando
la elegibilidad de los módulos para financiamiento de BNDES.
BTG Pactual actuó como asesor financiero exclusivo a Canadian Solar en la venta de 80% del complejo solar Pirapora I, la primera
transacción de M&A exitosamente concluida en Brasil.
BTG Pactual actuó como asesor financiero exclusivo a
Canadian Solar en esta transacción
Venta de 80% de participación de equity de Canadian
Solar en Pirapora I
Octubre, 2016
Pirapora I M&A | Brasil (2016)
Asesor financiero a Canadian Solar (“CSI”) en la venta de participación de 80% en Pirapora I

Sección V.1
Mercado de Energía en LATAM – Visión General

29
Mercado de Energía en LATAM – Visión General
Norteamérica
Cap. Instalada: 1,261 (GW)
Generación Neta: 4,944 (TWh)
Medio Oriente
Cap. Instalada : 235 (GW)
Generación Neta: 907 (TWh)
Europa
Eurasia
Cap. Instalada: 364 (GW)
Sudamérica y Centroamérica
Asia y Oceanía
África
Generación Neta: 681 (TWh)
Total
0 5,000 10,000 15,000 20,000
Colombia
Países Sudamericanos
Resto de los Países
Fuente: EIA (Energy Information Administration), Banco Mundial
Nota: (1) Información al 2012
Generación por Región(1)
Consumo Eléctrico por País (kWh per cápita)(1)

30
Mercado de Energía en LATAM – Energía Solar
Niveles de Radiación a Nivel Mundial
Fuente: GHI Solar Map © 2017 Solargis
-
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
China Alemania Japón EEUU Italia Reino Unido Francia España Australia India
Top 10 Países en Capacidad Solar Instalada en 2015 (MW)

Sección V.2
Mercado de Energía en LATAM - Chile

32
Historia del Mercado de Energía en Chile
La matriz energética del SIC cambió de principalmente energía hidroeléctrica hacia térmica en la ultima década. Sin embargo, en los
últimos años, las fuentes renovables como solar, eólica y mini-hidro están impulsando el crecimiento de capacidad
'90 '92 '94 '96 '98 '00 '02 '04 '06 '08 '10 '12 '14 '16
Solar
Wind
Diesel
Gas
Coal
Hydro
Desarrollo inicial
Grandes Hidroeléctricas
Cambio matriz a termo
Gas
Reacción CP post-crisis
Diésel
Reacción LP post-crisis
Carbón
Dsrllo. reciente
Renovable
• La capacidad de embalses hidroeléctricos fue
fomentada activamente durante el desarrollo inicial del SIC,
debido a abundantes recursos y know-how local
• Proyectos emblemáticos como Ralco y Pehuenche fueron
las ultimas grandes hidroeléctricas desarrolladas, debido a
que la tecnología es ahora resistida por la comunidad
• El gas barato de Argentina alentó el
desarrollo de capacidad híbrida de gas /
diésel
• En el 2004, las autoridades Argentinas
cortaron el suministro de gas, causando
una crisis en el sistema y disparando los
precios de energía
• La reacción de corto plazo al corte de
gas fue promover unidades peak de
diésel, debido a los cortos requisitos de
tiempo de construcción y confiabilidad
• Las turbinas a gas también se
convirtieron a diésel cada vez que fue
posible
• La respuesta de largo plazo al
corte de gas vino a través del
desarrollo de carbón, que requiere
un tiempo mayor de construcción,
pero es más barato de operar
• La capacidad instalada crece: i) a
medida que la nueva tecnología
evoluciona y se vuelve mas barata
(solar, y eólica), ii) con la gran
disponibilidad de recursos renovables
de Chile, y ii) por la menor resistencia
de las comunidades locales a
tecnologías menos invasivas
Cada burbuja representa una unidad instalada. Tamaño de burbujas proporcional a la capacidad de cada unidad
Fuente: CNE a enero 2017

33
Capacidad Instalada vs. Margen de Reserva
Mientras que el crecimiento de capacidad ha sido impulsado por renovables, la generación térmica provee energía de respaldo y
margen de reserva. En una matriz con una alta penetración de ERNC, un margen de reserva razonable es necesario para asegurar
suministro
32.1%
28.7%
27.6%
26.2%
31.0% 30.5% 29.8%
30.8%
34.5%
44.9%
46.3%
44.3%
47.6% 47.3%
49.1%
52.4%
53.7%
0.0%
10.0%
20.0%
30.0%
40.0%
50.0%
60.0%
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
'00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16
Gas / Diesel
Others
Coal
Reservoir
Wind
Solar
R.o.R.
Peak Demand (GW)
Reserve Margin (%)
GW

34
Generación vs. Precios Spot
Sin embargo, ERNC todavía es una parte muy pequeña de la generación del SIC. Como el ultimo año ha sido particularmente seco, la
generación térmica reemplazó a la hidroeléctrica. Mayor producción de carbón y menores precios de diésel han mantenido los precios
0
50
100
150
200
250
300
350
0
10
20
30
40
50
60
'00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16
Reservoir R.o.R. Coal Gas Diesel Wind Solar Others Alto Jahuel
TWh US$ / MWh

35
Mercado de Energía en Chile
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Run of River Reservoir Thermal Wind Solar
Perfil de Generación por Hora por Tecnología (como % de generación diaria)
Demanda Total y Desglose Generación por Hora por Tecnología
0
2
4
6
8
10
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Run of River (%) Reservoir (%) Thermal (%) Wind (%) Solar (%) Total Demand (GW)
Nota:
1) Para un día promedio en Feb-27
Fuente: CDEC-SIC
Generación por Hora

36
Costos Declarados por Plantas en el SIC
Costo Marginal Individual por Planta (Enero 2017)
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
US$/MWh
Diésel
Gas
Hidro
(Embalse)
Carbón
Biomasa
Fuente: CDEC-SIC

37
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
US$/MWh
Costos Declarados por Plantas en el SIC
Costo Marginal Individual por Planta (Enero 2017)
Diésel
Gas
Carbón
Source: CNE

38
Balance Energía / Demanda
Mientras que el consumo de energía está relativamente distribuido a lo largo del país, la electricidad es generada
en ciertas concentraciones que han evolucionado en años recientes
•Retiros •Inyecciones
2015 2012 2015
Mayor generación
renovable
Output
ligeramente
mayor de
hidro debido a
años más
lluviosos
Distribución
demanda energía

39
0
50
100
150
200
250
300
350
400
'00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16 '17 '18 '19 '20 '21 '22 '23 '24 '25 '26
Avg Dx Tender Price Alto Jahuel 220 kV Price
Precios Históricos, Proyecciones y Drivers Potenciales - SIC
Precios Spot
Precios Spot y Distribución Subastas
Drivers
Proyección
Fuente: CNE, CDEC-SIC, DGA, EIA, estimaciones BTG Pactual
Notas:
1. Lluvia (promedio 12m) como porcentaje en el periodo 00’-14’, considerando lluvia
promedio entre las regiones VI y X
2. Uso de gas como porcentaje del gas en total (Gas + Diésel) generación anual
3. Volumen embalses (promedio 12m) como porcentaje de volumen promedio 94’-15’
4. Crecimiento demanda entre demanda capacidad máxima durante el año
(4)
(2)
0
2
4
6
8
10
12
0
20
40
60
80
100
120
140
160
'00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10 '11 '12 '13 '14 '15 '16
Rain (% - LHS) Gas Utilization (% - LHS) Reservoir Volume (% - LHS)
WTI Oil (US$ / barrel - LHS) Demand Growth (% - RHS)
• Aunque aparentemente volátiles, los altos precios spot de
08’-09’ fueron causados por una combinación de varios
factores, principalmente la alta dependencia a hidro y gas en
época de sequía y cortes externos de gas, y diésel caro para
reemplazar la capacidad faltante.
• En años posteriores (11’-12’), el crecimiento alto de
demanda, leve sequía y diésel caro explican el alza en precio
• La situación actual es significativamente diferente: la
composición de la matriz es menos dependiente de embalses
hidroeléctricos, los precios del gas están alineados con el
resto del mundo gracias a las terminales de GNL, mayor
capacidad de carbón y mayor output de renovables proveen
una capacidad base barata
11,5 8,5 7,8 2,2 1,1 3,9 11,6 1,2
TWh Energía Total adjudicada en Subasta

40
Precios Spot SIC
Curva por Hora Acumulada (Mayo 2016)Promedio Precios Spot Energía por Hora (Mayo 2016)
0
10
20
30
40
50
60
70
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
US$/MWh
Horas
Alto Jahuel @US$44/MWh
D. Almagro @US$28/MWh
Charrua @US$43/MWh
0
10
20
30
40
50
60
70
1
33
65
97
129
161
193
225
257
289
321
353
385
417
449
481
513
545
577
609
641
673
705
737
US$/MWh
Horas
Alto Jahuel @US$44/MWh
D. Almagro @US$32/MWh
Charrua @US$43/MWh
Congestión en la
parte norte del
SIC combinada
con generación
de parques
solares y eólicos
Fuente: CDEC-SIC

41
Precios Spot SIC
0
50
100
150
200
250
300
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
2600
2800
3000
3200
3400
3600
US$/MWh
Horas
2014 @163 US$/MWh
2015 @113 US$/MWh
2016 @33 US$/MWh
0
50
100
150
200
250
300
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
2600
2800
3000
3200
3400
3600
US$/MWh
Horas
2014 @158 US$/MWh
2015 @144 US$/MWh
2016 @56 US$/MWh
Curva / Hora Acumulada – Alto Jahuel 220 kV (Ene-May)Curva / Hora Acumulada - Diego de Almagro 220 kV (Ene-May)

42
SING Spot Prices
Curva por Hora Acumulada (Mayo 2016)Promedio Precios Spot Energía por Hora (Mayo 2016)
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
US$/MWh
Horas
Crucero @US$73/MWh
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
1
32
63
94
125
156
187
218
249
280
311
342
373
404
435
466
497
528
559
590
621
652
683
714
US$/MWh
Horas
Crucero @US$73/MWh
Generación de
parques solares
Fuente: CDEC-SING

43
Efecto de Renovables en Curvas DiariasSICSING
2012 2016
50
75
100
125
150
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Price(Base100)
Horas
Dec-16 Jun-16
50
75
100
125
150
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Price(Base100)
Horas
Dec-12 Jun-12
50
75
100
125
150
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Precio(Base100)
Horas
Dec-16 Jun-16
50
75
100
125
150
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Precio(Base100)
Horas
Dec-12 Jun-12
El incremento en energías renovables ha causado una baja en los precios spot durante las horas del día,
especialmente en el SING, donde la energía solar tiene mayor relevancia
Fuente: CDEC-SIC, CDEC-SING

44
Las compañías de distribución deben obtener su suministro de energía a través de subastas públicas, en las que,
basadas en proyecciones de demanda, puedan asegurar el suministro de energía para clientes regulados
PPAs con Clientes Regulados
Las compañías de generación pueden firmar PPAs con compañías de distribución, que obtienen su energía a través de subastas públicas competitivas
Los precios promedio de energía contratada alcanzaron su punto máximo en el 2013, pero han estado retornando a sus niveles iniciales cuando las
licitaciones publicas comenzaron la década pasada
Cuatro subastas públicas fueron declaradas desiertas (dos en 2012 y dos en 2013) debido a que los precios máximos definidos por la autoridad no
eran suficientemente atractivos para los generadores, dado que se esperaban precios mayores en el futuro
La posibilidad de indexar las subastas de energía al costo marginal esta actualmente bajo análisis, dado que esto podría reflejar mejor las condiciones
actuales del mercado eléctrico, y así reducir la incertidumbre de los precios de energía futuros
Las nuevas subastas de bloque-horario desde 2014 permitieron a las ERNC conseguir PPAs regulados, lo que era previamente imposible debido a su
generación intermitente
Una de las ultimas subastas (2015/01) ofreció 13,750 GW para los años 2021- 2041, y fue adjudicada a precios de bajos históricos, explicado
parcialmente por la agresividad de los proyectos renovables y su necesidad de asegurar PPAs para obtener financiamiento
52.9 54.5 59.8 65.8
104.3 99.5
90.3
129.5
138.9
128.9
112 108.2
79.3
47.6
0
20
40
60
80
100
120
140
160
0
5
10
15
2006/01 2006/01-2 2006/02 2006/02-2 2008/02 2008/02-2 2010/01 2012/01 2012/03-2 2013/01 2013/03 2013/03-2 2015/02 2015/01
Awarded Energy (GWh / yr) Non-awarded Energy (GWh / yr) Weighted Average Price (US$ / MWh)
Distribución Subastas Públicas
Resultados Históricos Subastas

45
52.9 54.5
59.8
65.8
104.3 99.5
90.3
129.5
138.9
128.9
112 108.2
79.3
47.6
0
20
40
60
80
100
120
140
160
-1
1
3
5
7
9
11
13
15
2006/01 2006/01-2 2006/02 2006/02-2 2008/02 2008/02-2 2010/01 2012/01 2012/03-2 2013/01 2013/03 2013/03-2 2015/02 2015/01
Awarded Energy (GWh / yr) Non-awarded Energy (GWh / yr) Weighted Average Price (US$ / MWh)
PPAs con Clientes Regulados
Las compañías de distribución deben obtener su suministro de energía a través de subastas públicas, en las que,
basadas en proyecciones de demanda, puedan asegurar el suministro de energía para clientes regulados
2006/01 2006/01-2 2006/02 2006/02-2 2008/01 2008/01-2 2010/01 2012/01 2012/03-2 2013/01 2013/03 2013/03-2 2015/02 2015/01
Hydro Coal LNG Renewable

46
Solar PV Eólico GNL Carbón
Hidro
(RoR)
(A) Costo Combustible US$ / MWh - - 55 34 -
US$ / Ton
US$ / MMBTU 8.0 80.0
Ton / MWh
MMBTU / MWh
6.90 0.42
(B) O&M US$ / MWh 15 13 5 5 8
(C) Tolls US$ / MWh - - 3 3 3
(D) Seguro US$ / MWh 3 1 1 2 4
(E) Gastos
Medioambientales
US$ / MWh - - 2 5 -
(F) Impuesto a la Renta US$ / MWh 5 6 3 7 16
Costo Variable=
A+B+C+D+E+F
US$ / MWh 20 20 69 55 31
Anualidad Inversión US$ / MWh 29 39 13 30 61
Capex US$ / kW 900 1,400 1,100 3,000 3,500
Despacho % 28% 32% 75% 85% 50%
Vida Útil Año 25 25 30 40 60
Tasa Descuento sin
Apalancamiento
% 6.0% 6.0% 7.0% 7.0% 7.5%
Precio Monomico
Requerido
US$ / MWh 49 59 83 85 92
Pagos Capacidad US$ / MWh 5 6 9 7 8
Precio Requerido
Energía
US$ / MWh 43 53 74 78 84
Aunque los precios de las subastas han caído, en el largo plazo deberían converger al rango de US$50-80 / MWh, dado que la
capacidad de carga base (carbón y GNL) todavía serán necesarios para balancear la intermitencia de los renovables
Tendencias Precios Energía
Proyecciones de Costos de Energía NiveladoEvolución Subastas
924 248
3,900
750
10,000
-
10,230
129.5
138.9
128.9
112.0 109.6
47.6
-
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
140.0
160.0
-
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
2012/01 2012/03-2 2013/01 2013/03 2013/03-2 2015/02 2015/01
Awarded Energy (GWh / yr) Weighted Average Price (US$ / MWh)
- - - -
700 550
1,000
88.0
74.6
41.9
-
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
-
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
2012/01 2012/03-2 2013/01 2013/03 2013/03-2 2015/02 2015/01
Awarded Energy (GWh / yr) Weighted Average Price (US$ / MWh)
Bloques de 24 horas
Bloques de luz del día (8:00 – 18:00)
Fuente: CNE, BTG análisis Pactual

47
Distribución Subasta Oct/2015
650 GWh desde 2017 (18:00 – 7:59)1 550 GWh desde 2017 (08:00 – 17:59)2
40
60
80
100
120
0 150 300 450 600 750
40
60
80
100
120
0 1000 2000 3000 4000 5000
88
352
110
67.6
79.3
64.8
-20
00
20
40
60
80
100
00
100
200
300
400
500
600
700
800
900
First Solar Aela Amunche
3,003
528
77 154
1,111
80.4 87.2
105.8
89.8
80.3
-20.00
.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
Solar Wind Biogas Hydro Thermo
Solar Eólico Biogas Hidro Termo
US$/MWhUS$/MWh
GWh / año
Energía (GWh / año) Precio (US$ / MWh)
5.412 GWh/año
Adjudicado: 550 GWh / año No Adjudicado: 4.873 GWh / año
Indica bloques adjudicados
40
60
80
100
120
0 150 300 450 600 750
40
60
80
100
120
0 1000 2000 3000
416
39
195
79.3
97.0 89.3
-20
00
20
40
60
80
100
00
100
200
300
400
500
600
700
800
900
Aela Abengoa Ibereolica
449 690
98 253
1,320
98.3 95.1 105.8 96.8
86.8
-20.00
.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
Solar Wind Biogas Hydro Thermo
Solar Eólico Biogas Hidro Termo
US$/MWhUS$/MWh
GWh / año
Energía (GWh / año) Precio (US$ / MWh)
3.461 GWh/año
Adjudicado: 650 GWh / año No Adjudicado: 2.811 GWh / año
Indica bloques adjudicados
Notas:
(1) Bloques 4A y 4C
(2) Bloque 4B

48
2,552
352
176
40.2
43.1
38.1
40.4
-10.0
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
- - - - - - - - -
Wind Solar Other
Energy (GWh / yr) Price (US$ / MWh) Average Price (US$ / MWh)
Distribución Subasta Ago/2016 (1/2)
3,080 GWh desde 2021 (24 hrs)1 7,150 GWh desde 2022 (24 hrs)2
 Tecnología eólica dominó la subasta, sobre las tecnologías de base de carga y renovables
 Endesa se adjudicó casi 60% de los bloques de 24 horas a un precio de US$ 50/MWh, siendo el único “Big 4”
establecido que fue exitoso en esta subasta
 Mainstream fue el jugador más agresivo, especialmente en los bloques comenzando en 2021 con una oferta
de US$ 40/MWh
88
286
88
506
264
5,918
54.5
44.1
46.7
54.9
52.7 50.7 50.8
-10
00
10
20
30
40
50
60
70
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
- - - - - - - - -
Wind Solar Other
Notas:
(1) Bloque 1
(2) Bloque 3

49
645
449
96
10
52.4 51.4
43.1
71.0
51.45
-10
00
10
20
30
40
50
60
70
-100
100
300
500
700
900
1100
1300
1500
- - - - - - - - -
Wind Solar Other
Distribución Subasta Ago/2016 (2/2)
1,200 GWh desde 2021 (18:00 – 7:59)1 1,000 GW desde 2021 (08:00 – 17:59)2
 Eólico también fue la tecnología predominante en las subastas renovables, tanto en los bloques de noche
como día (sobre solar)
 Ibereolica y WPD se adjudicaron casi 80% de los bloques renovables a precios en el rango de US$ 40-
50/MWh
 Solarpack fue por lejos el jugador más agresivo, adjudicándose con precios históricamente bajos, por debajo
de US$ 30/MWh
390
250
80
280
47.2 47.5
43.1
29.1
41.89
-10
00
10
20
30
40
50
60
70
-100
100
300
500
700
900
1100
1300
1500
- - - - - - - - -
Wind Solar Other
Notas:
(1) Bloques 2A y 2C
(2) Bloque 2B

50
Proyectos Solares SIC
Indica despacho anualizado para plantas operando hace menos de un año
Fuente: CNE, CDEC-SIC, Información Pública
Plantas sobre10
MW
Sistema
Proyecto Propietario
Oper Cons Desar Total Fecha
Terminación /
Estimada
Producción
Actual
Producción
Estimada
Capex
PPA Financiamiento Deuda Nodo de Conexión
SIC /
SING
MW MW MW MW
GWh/
año
%
GWh/
año
%
US$
mm
(US$ / W)
SIC El Romero Acciona 196 196 Nov-16 274 16% 493 29% 343 1,8 Google Tap El Romero 220 kV
SIC Luz Del Norte First Solar 141 141 Feb-16 273 22% 415 34% 370 2,6 DisCos OPIC - IFC Carrera Pinto 220 kV
SIC Quilapilún Actis 111 111 Dic-16 190 19% 243 25% 256 2,3 DisCos DNB - CorpBanca Polpaico 220 kV
SIC Conejo Solar Pattern Chile 104 104 Ago-16 188 21% 237 26% 289 2,8 AMSA
Crédit Agr. -Société
Générale - SMBC
Diego de Almagro 220 kV
SIC
Amanecer Solar
CAP
Brookfield 101 101 Jul-14 236 27% 270 31% 250 2,5 CAP OPIC - IFC
Cerro Negro Norte 220
kV
SIC Carrera Pinto Enel Green Power 93 93 May-16 168 21% 260 32% 180 1,9 Endesa Carrera Pinto 220 kV
SIC
Pampa Solar
Norte
Enel Green Power 69 69 Mar-16 182 30% 200 33% 150 2,2 Endesa Cachiyuyal 220 kV
SIC PV Salvador Etrion / Total 68 68 Nov-14 159 27% 200 34% 200 2,9BCI - AntukoOPIC Diego de Almagro 110 kV
SIC Solar Javiera Actis 65 65 Feb-15 146 26% 179 31% 160 2,5 AMSA CorpBanca - BBVA Diego de Almagro 110 kV
SIC Lalackama Enel Green Power 55 55 Dic-14 129 27% 160 33% 110 2,0 DisCos Diego de Almagro 220 kV
SIC Los Loros SolaireDirect (Engie) 54 54 Jun-16 32 7% 120 25% 100 1,9 Spot BID - C2F - Proparco Cardones 110 kV
SIC Solar San Andrés
Everstream / Ameris
Capital
51 51 Feb-14 66 15% 130 29% 142 2,8 Spot OPIC - IFC - Rabobank Carrera Pinto 220 kV
SIC Chañares Enel Green Power 36 36 Ene-15 68 21% 94 30% 70 1,9 DisCos Diego de Almagro 110 kV
SIC
Solar Diego De
Almagro
Enel Green Power 32 32 Dic-14 51 18% 80 29% 60 1,9
Offtaker
Desconocido
Diego de Almagro 110 kV
SIC Lalackama 2 Enel Green Power 17 17 May-15 39 27% 50 35% 32 1,9Inv. Privados Diego de Almagro 220 kV
OPERACIONAL SIC 1.193 1.193 21% 31% 2.712 2,2
SIC Santiago Solar
Andes Mining / EDF
EN
115 115 Nov-17 210 21% 165 1,4 DisCos Crédit Agricole Polpaico 220 kV
SIC
Doña Carmen
Solar
Energia Cerro El
Morado
40 40 Sep-17 - - 67 1,7 DisCos (?) CorpBanca (?) Nogales 220 kV
SIC Pelicano Total 99 99 Jun-17 300 35% 250 2,5
Metro -
Colbún
Crédit Agr. - Bank of
Tokyo Mitsubishi - SMBC -
Korea Dev. Bank
Domeyko 220 kV
EN CONSTRUCCIÓN SIC 562 562 23% 753 1,7

51
Proyectos Solares SING
Indica despacho anualizado para plantas operando hace menos de un año
Fuente: CNE, CDEC-SIC, Información Pública
Plantas sobre10
MW
Sistema
Proyecto Propietario
Oper Cons Desar Total Fecha
Terminación /
Estimada
Producción
Actual
Producción
Estimada
Capex
PPA Financiamiento Deuda Nodo de Conexión
SIC /
SING
MW MW MW MW
GWh/
año
%
GWh/
año
%
US$
mm
(US$ / W)
SING
Bolero (ex-
Laberinto)
EDF EN / Marubeni 146 146 Dic-16 - - 400 31% 334 2,3 Spot Sindicato Bancario Laberinto 220 kV
SING Finis Terrae Enel Green Power 138 138 Mar-16 322 27% 400 33% 270 2,0 Endesa Rande 220 kV
SING Maria Elena SunEdison 73 73 Ene-15 192 30% 206 32% 171 2,3 Spot OPIC + IDB + CorpBanca Crucero 220
SING
San Pedro III
(Jama)
Rijn Capital 57 57 Mar-15 171 34% 191 38% 105 1,8 Spot CorpBanca + Consorcio Calama 220 kV
SING Uribe Solar
X-Helio (Gestamp +
KKR)
53 53 Ene-17 - - 120 26% 115 2,2 Spot (?)
Banco Security + Banco
Consorcio
Tap-Off Uribe 110 kV
SING La Huayca I y II Saferay / Seltec 25 25 Jul-15 62 28% 54 25% 67 2,7 Spot IFC + DEG + CCCP Tamarugal 66 kV
SING
Pozo Almonte
Solar 2 y 3
Solar Pack -
Collahuasi
25 25 Jun-14 69 32% 60 27% 82 3,3 Collahuasi BID + C2F Pozo Almonte 220 kV
SING Andes Solar AES Gener 22 22 May-16 54 28% 71 37% 50 2,3
Cs. Mineras
(?)
Andes 220 kV
OPERACIONAL SING 539 539 29% 32% 1.194 2,3
SING
Cerro Dominador
(CSP)
EIG 110 110 2019 1.300 11,8 DisCos BTG Encuentro 220 kV
SING
Cerro Dominador
(PV)
EIG 100 100 Jun-17 DisCos Natixis Encuentro 220 kV
EN CONSTRUCCIÓN
SING
210 210 - 1.300 11,8

Sección V.3
Mercado de Energía en LATAM - Perú

53
Mercado de Energía en Perú - Marco General
El sector de energía peruano esta dividido en generación, transmisión y distribución
Generación Transmisión Distribución
• 57 compañías de generación que generan
energía para el mercado eléctrico y
representan una capacidad instalada de
aproximadamente 10.4GW
• Este grupo incluye 136 plantas
hidroeléctricas que totalizan 3,336 MW y 118
plantas térmicas que totalizan 5,262 MW
• El mercado eléctrico tiene un sistema de
transmisión interconectado llamado Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) que
cubre la mayoría del territorio nacional con
redes de alto voltaje de 60, 138, 220 y 500kV
• También hay sistemas aislados de diferentes
tamaños, principalmente con voltajes
nominales aplicados a sistemas de
distribución
• El mercado eléctrico tiene sistemas de
distribución de electricidad en áreas de
concesión otorgadas a compañías de
distribución
• Las compañías de distribución implementan
las redes de distribución en el área de
concesión otorgada. La mayoría de los
grandes sistemas de distribución están
conectados al SEIN
Fuente: MINEM
Compañías de
Generación
Compañías de
Transmisión
Compañías de
Distribución
Planta Generación Estación de
Impulso
Red de Transporte Subestación de
Transformación
Estación de
Transformador
Distribución
Cliente Industrial Estación de
Transformación
Cliente Residencial
Clientes
Finales

54
Aspectos Principales
Marco regulatorio y legal probado y robusto ha permitido un desarrollo sólido del sector de energía peruano y
soportado crecimiento sostenible
• Reformas estructurales de 1992 fueron diseñadas para generar dinámicas competitivas de mercado y fomentar la inversión privada:
• Nuevo marco regulatorio introducido
• Inversión privada promovida a través de la adjudicación de concesiones públicas
• Término del monopolio estatal que permitió la generación, transmisión y distribución a través de compañías de propiedad privada
• Ley No. 28832 se introdujo en 2006 para asegurar un desarrollo eficiente del sector de generación de energía, buscando:
• Reducir la exposición a volatilidad en el precio y el riesgo de racionamiento de energía
• Asegurar tarifas competitivas para los clientes regulados
• Reducir la intervención administrativa para determinar los precios de energía con soluciones de mercado
Tratamiento de negocios de
transmisión y distribución como
segmentos regulados, con precios
regulados determinados por eficiencia
de costos
El sistema regulatorio peruano esta basado en tres principios fundamentales
Segmentación del negocio de energía
en generación, transmisión and
distribución
Tratamiento de negocio de generación
como un segmento competitivo, con
precios libremente negociados con
clientes no regulados y subastas
competitivas para clientes regulados
1 2 3

55
Entidades definidas para la regulación del sistema
Principales Entidades Regulatorias
Responsable por redactar, aprobar, proponer e implementar las regulaciones aplicables a los sectores de energía y minas. Regula y
controla la generación, transmisión y distribución en cumplimiento con la legislación vigente
MINEM
Ministerio de Energía y
Minas
Autoridad regulatoria independiente que supervisa el sector eléctrico, teniendo la autoridad para regular, supervisar y controlar las
actividades de todos los participantes involucrados en las actividades de generación, transmisión y distribución
OSINERGMIN
Organismo Supervisor de
la Inversión en Energía y
Minería
Institución técnica especializada, bajo la supervisión del Ministerio de Medioambiente, que es responsable por la supervisión, ejecución
y sanción de temas medioambientales, y posee autoridad en relación a la supervisión y sanción directa de ciertas actividades, tales
como minería, energía y pesca
OEFA
Organismo de
Evaluación y
Fiscalización Ambiental
Responsable por la coordinación económica y técnica de la oferta y demanda de energía. El propósito del COES es coordinar la
operación del SEIN(1) a un costo mínimo para los mercados de corto, mediano y largo plazo, preservando la seguridad del sistema,
desarrollando un uso óptimo de los recursos de energía y el desarrollo de redes de transmisión del SEIN, y al mismo tiempo
manejando transacciones de mercado de corto plazo
COES
Comité de Operación
Económica del SEIN
Autoridad peruana de protección, marca, competencia desleal y antimonopolista, responsable por mantener la competitividad del
sector de energía peruano, entre otros. Como resultado de su supervisión, la mayoría de las compañías peruanas operan ya sea como
una compañía de generación, transmisión o distribución
INDECOPI
Instituto Nacional de
Defensa de la
Competencia y de la
Protección de la
Propiedad Intelectual
Notas: (1) SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, la principal red de energía en Perú

56
Mercado de Energía en Perú - Operación del Sistema
SEIN – Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
• El SEIN consiste en:
• Un mercado abierto donde las condiciones de
cantidad, precio y contractuales se acuerdan
directamente entre vendedores y compradores; y
• Un mercado spot donde los precios son establecidos
en intervalos de quince minutos como una función del
costo de producción económica
• Compradores de energía incluyen las compañías de
distribución, clientes no regulados y ciertas compañías de
generación
1. Las compañías de generación que compran energía
en el mercado spot son aquellas que no están
programadas para despachar suficiente energía para
cubrir sus compromisos bajo sus PPAs. A la inversa,
los vendedores en el mercado spot incluyen
compañías de generación que están programadas
para despachar energía en exceso de los montos
necesarios para cubrir sus compromisos bajo sus
PPAs, y compañías de generación sin compromisos
bajo PPAs
2. Las compañías de distribución y clientes no regulados
no están autorizados para entrar en transacciones del
mercado spot
Compañías
de Generación
Compañías de Transmisión
Compañías
de Distribución
Clientes
Regulados
Clientes No
Regulados
Transacciones No Reguladas
Transacciones Reguladas
Despacho Económico
Coordinación Transacciones
Spot
Fuente: MINEM, OSINERGMIN
Visión General Relación entre las Distintas Partes del SEIN

57
Marco de Remuneración para Generación de Energía
El mercado de generación de energía esta organizado en base a un Despacho por Orden de Mérito, basado en
eficiencia y costos marginales
Desde la creación del SEIN en 1992, el mercado peruano de energía ha operado bajo el sistema de costo marginal, buscando
minimizar el costo total de la energía suministrada al mercado
COES, la autoridad a cargo de la operación del SEIN, determina que compañía de generación tiene derecho a despachar energía
basada en un orden de mérito que comienza con el menor costo variable declarado y continúa con el segundo menor costo variable
declarado, y así sucesivamente hasta que la demanda es satisfecha
El despacho bajo costo variable está basado en tres factores para la mayoría de las compañías de generación:
1. Precio de combustible
2. Heat rate de la planta
3. Costos variables no combustibles
La energía es despachada en tiempo real y el costo variable de la ultima compañía de generación despachada durante cualquier
periodo de medición determina el precio de la energía pagado a todas las compañías de generación produciendo energía durante el
periodo relevante de medición, que es también conocido como el costo marginal o precio spot de mercado
Fuente: MINEM, OSINERGMIN, COES
Despacho por Orden de Mérito Económico - Descripción

58
Las compañías de generación tienen dos principales fuentes de ingresos por la venta de capacidad contratada y
energía asociada bajo PPAs, y por la venta de capacidad no contratada y energía asociada en el mercado spot(1)
Ingresos por Generación
Energía
• Clientes con requerimientos sobre 2,500 kW(2) que se les
permite establecer contratos directamente con compañías
de generación, negociadas bilateralmente con el generador
y el cliente
No
Regulado
• Clientes con menos de 200 kW que son servidos
exclusivamente por distribuidoras, que a su vez son
obligadas a establecer contratos con compañías de
generación a través de subastas
Regulado
(Distribuidor)
• Los generadores venden (si inyectan) o compran (si retiran)
energía en el mercado spot al precio spot determinado por el
COES, para satisfacer sus PPAs y vender la energía inyectada
• Un generador es un comprador neto de energía si su energía
despachada es menor a sus compromisos de PPA, y un
vendedor neto si los compromisos de PPA son menores que la
energía despachada
Mercado
Spot
• Los generadores pueden entrar en contratos de
compraventa de energía con clientes no regulados (con
precios libres) y distribuidoras (a precios de subasta o
precios de barra, si no fueron subastados)
• Las distribuidoras últimamente venden energía a clientes
pequeños y domésticos
Contratos
(PPAs)
Capacidad
Energía
• Los generadores pueden contratar capacidad adicional hasta su
capacidad firme
• Cualquier capacidad contratada sobre la capacidad firme del
generador necesita ser respaldada con un contrato con otro
generador
• Los pagos por capacidad del PPA son neteados con retiros de
capacidad del SEIN requeridos para cumplir con las obligaciones
del PPA
Contratos
(PPAs)
Nota: (1) Las compañías de generación pueden, a través de contratos, comprar o vender capacidad y energía asociada en el mercado spot para cubrir sus necesidades y compromisos bajo sus PPAs
(2) También aplica para aquellos clientes con requisitos entre 200KW y 2,500KW que se declaran no regulados
Los generadores reciben pagos por capacidad del SEIN basado
en su capacidad de energía disponible o capacidad firme

59
Free tariffs
Precios de Barra
de Energía
Precios Libres
PreciosRegulados
Precios de Barra
de Capacidad
• El costo marginal promedio de corto plazo del SEIN sobre un periodo de 36 meses (12 previos y los próximos 24)
- Considera nuevos programas de inversión, demanda de electricidad proyectada, hidrología y costos
de combustible actuales y futuros, entre otros factores
- Precios de barra se determinan por OSINERGMIN una vez al año, con ajustes mensuales si una de
las variables clave cambia más de 5% (tipo de cambio, PPI local , precios de diésel 2, residual 6, gas natural,
y carbón)
• Utilizado para remunerar el costo variable de las plantas de generación
• Inversión anualizada requerida para instalar la unidad de generación más eficiente para satisfacer la demanda
durante las horas peak, considerando un retorno de 12%
- La unidad referencial es una planta de gas de 175MW instalada en Lima con el equipo necesario para
conectarse a una línea de transmisión de 220 kV
• Utilizado para remunerar los costos fijos de las platas de generación
• Contratos privados bilaterales negociados entre generadores y clientes con demanda mayor a 2,500 KW o
aquellos entre 200 KW y 2,500 KW que se declaran no regulados
• Orden de Despacho = Orden de merito basado en el costo variable de cada unidad de generación
• Costo Marginal = Costo Variable de la ultima unidad de generación despachada
• Costo Variable = Costo Variable de Combustible + Costo Variable No Combustible
• Prioridad para despachar dada por Eficiencia de Costo (generador con el menor costo genera primero)
• Transacciones en el Mercado Spot se realizan al Costo Marginal
Marginal Cost
System
Sistema de Costo
Marginal
Precios de Nuevos
Contratos
• Desde la promulgación de la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (N° 28832), los
precios para nuevos clientes con distribuidoras se establecen a través de subastas competitivas, y pueden contar
con un pass-through a clientes regulados finales
Mecanismos para Fijar Precios

60
US$/MWh
0
25
50
75
100
125
150
175
200
225
250
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Bar Tariff (US$/MWh)
Marginal Cost (US$/MWh)
Inicio de Proyecto
Camisea
Año Seco Año Semi-Seco
Falla en el
Gasoducto de
Camisea
Año Seco y Restricción
en el Gasoducto
Inicio de estabilización de mercado
(ninguna restricción de capacidad de transmisión
o gasoducto asumida)
Los precios de energía spot están altamente afectados por estaciones lluviosas / secas, dado el componente significativo de hidroeléctricas en la matriz
energética peruana. La estación seca dura desde mayo hasta octubre, mientras que la estación lluviosa va desde noviembre a abril.
Precio de Barra y Costo Marginal

61
Sector de Generación – Capacidad Instalada
• Existen 10.4GW de capacidad de generación instalada en Peru, y
88% de la misma está conectada al SEIN, que es la red nacional
principal
• Los 8 jugadores más grandes representan 76% de la capacidad
instalada
• Dependiendo del tipo y monto de energía generada por una
generadora, sus operaciones pueden estar sujetas a una concesión
definitiva o una autorización:
• Concesión Definitiva: plantas hidroeléctricas (u otros renovables)
con capacidades instaladas sobre los 500 kW
• Autorización: plantas termoeléctricas con una capacidad efectiva
sobre los 500 kW
Participación fuerte en el sector privado, con una amplia presencia de grandes jugadores internacionales
37%
60%
3%
Hydro
Thermal
Solar
SEIN
88%
Aislado
12%
10,386
MW
9,248
MW
4,776 4,642 4,658 4,686 4,657 4,799 5,064 5,533 5,444
6,246
6,875 6,868
7,755
8,680
9,248
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Hydro - IC Thermal - IC Solar - IC
(MW)
Fuente: MINEM, COES
Notes: (1) Información al 2013
(2) Capacidad de Reserva es la diferencia entre la Oferta y la Demanda Máxima
(3) Reservas como % de Demanda Máxima
(1)
84% 66% 60% 58% 49% 45% 41% 40% 30% 45% 50% 38% 47% 56% 61% 3
Capacidad Instalada - Visión General Desglose Capacidad Efectiva Instalada (2014)
Capacidad de Reserva(2) y Capacidad Instalada – Evolución en el SEIN

62
Sector de Generación – Venta de Energía
9.8 10.3
12.5
14.0 14.6
15.5
16.6
17.6
18.4
19.6
20.7
22.3
24.7
27.0 27.1
29.4
31.8
33.6
35.6
37.0
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Regulated Non Regulated
Aumento en ventas de energía ha sido significativamente impulsado por el crecimiento de clientes no regulados
’95 -’14
No Regulado
CAGR: 8.6%
’95 -’14
Regulado
CAGR: 6.4%
Ventas de Energía: Regulado vs No Regulado
(TWh)
Fuente: MINEM
35% 34%
41%
45% 45%
46%
48%
48%
48%
47%
46%
45%
46%
46%
44%
44%
44%
44%
44%
44%
65% 66% 59%
55% 55% 54%
52% 52% 52% 53%
54%
55%
54%
54%
56%
56%
56%
56%
56%
56%

Sección V.4
Mercado de Energía en LATAM - Brasil

64
Perspectiva para Subastas de Energía Renovable
Subastas Eólicas y Solares
Con la reciente reducción de demanda de energía debido a la menor actividad económica, el mercado espera solo una subasta de energía este año.
El tamaño de la subasta depende del éxito de la Subasta de Reserva Inversa a realizarse en el primer semestre de 2017, así como los planes del
Gobierno para el sector renovable, el cual está sufriendo de demanda menor debido a la falta de subastas para contratar nueva energía
Subastas de Energía Renovable (Desde 2009 a 2016)
(GW)
Eólico
Total MW 1,806 528 1,520 1,068 785 976 282 1,505 868 2,338 551 926 769 90 539 - 548 - -
# de Proyectos 71 20 50 44 31 39 10 66 39 97 21 36 31 3 19 - 20 - -
Precio
Promedio1 233.0 186.9 201.9 141.1 141.2 146.4 115.7 147.7 140.7 155.9 155.6 159.8 168.4 198.0 197.4 - 216.7 - -
Factor
Capacidad2 43.6% 50.5% 43.3% 45.4% 50.3% 49.0% 54.0% 46.60% 43.80% 46.30% 49.8% 47.1% 43.3% 47.0% 46.8% - 52.0% - -
Solar
Total MW - - - - - - - - - - - - 890 - - 834 929 - -
# de Proyectos - - - - - - - - - - - - 31 - - 30 33 - -
Precio
Promedio1 - - - - - - - - - - - - 254.5 - - 328.9 316.7 - -
Factor
Capacidad2 - - - - - - - - - - - - 22.7% - - 27.9% 26.5% - -
1.8
0.5
1.5
1.1 0.8 1.0
0.3
1.5
0.9
2.3
0.6 0.9 0.8 0.5 0.5
0.9
0.8
0.90.7
1.7
0.4
0.4
4.1
0.4 0.5 0.2
1.8
1.2
1.7
2.7
1.2 1.2
0.6
1.5
0.9
3.5
1.0
5.0
1.7
0.5 0.7 0.8
1.5
0.5
0.2
3/2009 5/2010 7/2010 2/2011 3/2011 7/2011 6/2012 5/2013 9/2013 10/2013 3/2014 6/2014 8/2014 2/2015 4/2015 8/2015 9/2015 1/2016 3/2016
LER LER FA A-3 LER A-5 A-5 LER A-3 A-5 A-3 A-5 LER FA A-3 LER LER A-5 LER
Wind Solar Others
Fuente: ANEEL al 22 de septiembre, 2016
Nota: 1. Promedio ponderado del precio por cada capacidad en términos reales a agosto, 2016.
2. Garantía física / Capacidad total
Sin subastas
renovables en 2016
Subasta Inversa
esperada para la 1ra
mitad de 2017

65
2016YTD Matriz Energética Brasil
Generación Eólica Acumulada en Brasil
Potencial de Generación Eólica en Brasil
[%]
[MW]
Norte
13GW
9%
Medio-Oeste
3GW
2%
Sur
23GW
16%
Sudeste
30 GW
21%
Nordeste
75 GW
52%
Fuentes: ANEEL 2016, Reporte Bloomberg New Energy Finance and Global Wind Energy Council 2015
Total Capacidad
Instalada: 151.5 GW
Brasil explota solo el 2.4% de sus 144GW estimados de potencial de energía eólica, considerando torres de mediciones de viento de
45m. La altura promedio de torres (>90m) podría rendir potencial substancialmente mayor
6.5% de Potencial Subastado
Potencial: 144GW
Capacidad Instalada: 9.4GW
61.1%
27.1%
6.9%
3.3%1.7%
Hydro
Thermal
Wind
PCHs
Others
Energía Renovable (Eólico)
Potencial inexplorado en todo el Territorio Nacional
81 361 688 1,291 1,683 2,002
4,854
7,561
10,106
12,123
16,937
20,079
23,299
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e
CAGR2015-2020e: 25%

66
Energía Renovable (Solar)
Enorme Potencial a ser Explorado
Brasil tiene un potencial de 2TW de generación a través de energía solar que esta casi completamente inexplorado
Fuente: GTM Research
Potencial: 2.0TW
2.200 – 2.000
KWh/m2a
1.825 – 1.650
KWh/m2a
2.000 – 1.825
KWh/m2a
 Brasil tiene mayores índices de radiación que el promedio global
– La región con los niveles de radiación más bajos de Brasil es
mejor que la mejor región de Alemania, que tiene la segunda
mayor capacidad solar instalada después de China
– Más de la mitad del país tiene alta insolación: >6
kWh/m2/día
 Incomparable potencial de crecimiento: Brasil es uno de los
mercados con el mayor potencial de crecimiento a nivel
mundial. Proyecciones de GTM Research indican una CAGR
de capacidad de alrededor de 60% entre 2015-2020
 El segmento de energía se impulsa principalmente por
subastas. Las dinámicas del mercado mayorista se están
cargando a favor de la energía solar, con subastas de energía
siendo estructuradas para contar con una oferta solar en un
compartimiento separado para que no sean sub-ofertadas por
eólicas o hidros
 La inflación también se ha convertido en un driver secundario,
a medida que los inversionistas ven la inversión en generación
como una cobertura contra el alza de precios
Potencial de Generación de Energía Solar en BrasilVisión General de Energía Solar en Brasil

67
Energía Renovable (Solar)
Enorme Potencial a ser Explorado
Capacidad Instalada Total Acumulada en Brasil(1) (MWdc)
Los fundamentos fuertes que sustentan el mercado, tales como alta radiación, población grande y altos precios de energía, se
combinan para darle a la energía solar fuertes economics y un espacio enorme para crecer
Nota: (1) Incluye segmentos residenciales, comerciales, industriales y utilities. Fuente: GTM Research 3Q2015
+ 1,450MWdc
700MW de LER 2014
250MW de Subasta Minas Gerais
500MW de LER 2015
Capacidad Instalada PV en Brasil (MWdc)
CAGR2015-2020e: 130%
1 20 43 97 242
1,837
3,119
4,592
6,245
2012 2013 2014 2015 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e
– 2 11 22 72
1,522
2,622
3,822
5,122
2012 2013 2014 2015 2016e 2017e 2018e 2019e 2020e
27

68
Estructura Financiera de Proyectos Brasileros
Los proyectos de infraestructura son profundamente dependientes de financiamiento BNDES
Estructura de Capital de Proyectos en Brasil
29.7% 29.4% 29.0%
36.5% 31.7% 35.2% 31.6%
70.3% 70.6% 71.0%
63.5% 68.3% 64.8% 68.4%
2010 2011 2012 2013 2014 2015 Acumulado
Dívida Longo Prazo Capital Próprio
23%
47%
63%
26%
49%
56%
44%
13%
8%
11%
49% 8%
17%
18%32%
2%
3%
8%
30%
4%
13%
20%
21%
21%
12% 12%
9% 16%
12%
23%
3% 4% 1%
14% 9%
2010 2011 2012 2013 2014 2015 Acumulado
Outras Caixa Econômica e
Banco do Brasil
Mercado de Capitais BNDES Repasse BNDES Direto
Fuentes de Financiamiento de Largo Plazo
Fuentes de Financiamiento de Largo Plazo por Sector (2011-2015)
R$ 64 bi
R$ 32 bi
R$ 2.9 bi
43%
65%
24%
22%
17%
13%
6%
80%
6%
6%
8%
Saneamento
Logística
Energia
BNDES Direto BNDES Repasse Mercado de Capitais Caixa e BB
Fontes Regionais Fontes Internacionais Outros
Deuda de Largo Plazo Equity Caixa Econômica y
Banco do Brasil
Otros Mercado de Capitales Repasse BNDES BNDES Directo
BNDES Directo Repasse BNDES Mercado de Capitales Caixa Econômica y
Banco do Brasil
OtrosFinanciamiento
Internacional
Financiamiento
Regional
Energía
Logística
Saneamiento
Acumulado Acumulado
Fuente: ANBIMA
Nota: La información contenida en los gráficos arriba es solo respecto a los proyectos que fueron clasificados en el ranking de financiamiento de proyectos de ANIBIMA.
Financiamiento Histórico del Sector de Energía (2011-2015)
Hidropo
wer
52%
Wind
27%
Transmis
sion
19%
Others
2%
BNDES
Direct
66%
Regional
Sources
25%
Capital
Markets
5%Others
4%
Fuentes de Financiamiento
de Transmisión

69
Desembolsos Históricos BNDES
Desembolsos Históricos BNDES para el Sector de Energía y como % del Desembolso Total
(R$ million)
(R$ million)
73 82 90 95
116
153
219
258
199 212
244
227
150
90
34 40 47 51 65
91
136
168
139
156
190 188
136
88
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Valores Constantes Valores Nominais
(BRL billones)
(BRL millones)
- 40%
(1)
11.0
13.4
8.8
5.9
11.3
14.5
22.7
20.8
22.8
25.6 25.4
22.8 24.1
9.8
5.0 6.5 4.6 3.2
6.4
8.6
14.2 13.6
16.0
18.9 19.9 19.0
21.9
9.6
15%
16%
10%
6%
10% 10% 10%
8%
11% 12%
10% 10%
16%
11%
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Valores Constantes Valores Nominais % of Total
Valores Constantes
(a diciembre 2016)
Valores Nominales
Constant Values(1) % del TotalValores NominalesValores Constantes
(a diciembre 2016)
Fuente: BNDES
Durante el 2016 la fuerte retracción de desembolsos de BNDES llevó a la banca a volver a niveles de 2005 en
valores constantes. El monto de desembolsos esperados para 2017 debería continuar estando bajo el nivel
observado en el pasado reciente
BNDES
Desembolso Histórico Total vs. Sector de Energía

70
Fuentes de financiamiento disponibles en BRL
Fuentes de Financiamiento Apalancamiento Pricing Riesgo de Ejecución
BNDES
Debentures (Bonos)
Multilaterales (IFC / IDB)
Como Garantes de un Debenture de Infraestructura o
como Prestamistas
FI-FGTS (CEF)
Fondos de Desarrollo Regional
FNE/FDNE– BNB, FDA/FNO– BASA, FDCO- SUDECO
Leyenda:
Peor
Mejor
Tabla Comparativa de Fuentes de Financiamiento Disponibles
Fuentes para el Sector Renovable
Fuente: BTG Pactual

71
2016 fue un año difícil para el mercado de capitales, especialmente para emisiones a nivel de proyectos y largos
plazos
Mercado de Capitales de Deuda
Los debentures de infraestructura se han convertido en la segunda fuente de financiamiento de proyectos
Rol de Debentures de Infraestructura Role en el
Financiamiento de Proyectos
Histórico de Emisiones Debentures de Infraestructura
 Los debentures de infraestructura (Bonos de Proyecto) se han convertido
en la segunda fuente principal de financiamiento de proyectos en Brasil.
 BNDES tradicionalmente ofrecía mejores condiciones de financiamiento,
i.e., más financiamiento en TJLP y amortización Price en vez del sistema
de amortización constante (SAC), para proyectos que accedieron al
mercado de capitales.
 La combinación de BNDES y debentures de infraestructura es ideal para
maximizar el apalancamiento del proyecto. Dado que en la mayoría de los
casos el DSCR es el principal cuello de botella limitando el monto de
financiamiento, el perfil de amortización esculpida de los debentures de
infraestructura es perfecto para complementar el servicio de deuda de
BNDES.
 Los debentures de infraestructura han demostrado ser una fuente
confiable de financiamiento y han sido considerados en casi todos los
planes financieros para proyectos de infraestructura.
 BNDES también es un inversionista de debentures de infraestructura.
Están desarrollando un Fondo de Inversión de debentures de
infraestructura para promover el mercado de capitales.
 El mercado ha estado madurando y vemos potencial significativo hacia
adelante, especialmente para sectores con flujos de caja predecibles,
como la generación de energía.
Emisiones a Nivel Project vs. Holding
675
2,696 2,350
1,444 768
445
1,301 1,661
1,605 2,928
1,000
1,350
1,120
3,997
5,011 4,704
3,906
2012 2013 2014 2015 2016
Transportation Energy Mining Others
(BRL millones)
1,120
3,997
5,011 4,704
3,906
825
1,954
2,650
846 520
2012 2013 2014 2015 2016
Total Issuances Issuances at Project Level
(BRL millones)
Fuente: BTG Pactual, Información Pública

72
Debentures de Infraestructura – Perfil Plazo (2012 a 2016)
Solo dos debentures de eólicos fueron emitidas exitosamente en 2016, totalizando BRL 125 millones. Una de las
emisiones tenia una garantía corporativa del sponsor hasta el vencimiento (Windepar, BRL 67,5 MM, Alupar AA+)
Mercado de Capitales de Deuda
Profundidad limitada llevó a emisiones de renovables con tickets promedio pequeños y plazos de ~12 años
(BRL millones)
Debentures de Infraestructura – Perfil de Rating (2012 a 2016)
1,120
3,997
5,011 4,704
3,906
236 375 125
2012 2013 2014 2015 2016
Total Issuances Wind Power Issuances
Rango histórico para Renovables
4,444
1,318
3,579
360 208
2,300
1,227
2,612
682 529
1,260
157 25 39- - - - - 32 146 167 202 190 - - - -
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Total Issuances Wind Power Issuances
2 6 2
# Número de emisiones (BRL millones)
Fuente: BTG Pactual, Información Pública

73
Desembolsos Históricos FI-FGTS – Adquisición de Debentures
El fondo recientemente anunció disponibilidad de BRL 7.0 billones en recursos para financiera el sector de
infraestructura en 2017
(R$ million)
Fuente: Relatório de Gestão – FI-FGTS 2015, Información Pública, BTG Pactual
(BRL millones)
Energia
[VALUE]
Energia
[VALUE]
Energia
[VALUE]
Energia
[VALUE]
Autopistas
[VALUE]
Autopistas
[VALUE]
Toll Roads
0
Autopistas
[VALUE]
Puertos
[VALUE]
Puertos
[VALUE]
V. Ferreas
[VALUE] Vias Ferreas
[VALUE]
Otros
[VALUE]
Otros
[VALUE]
Otros
[VALUE]
Otros
[VALUE]
Project Corp. Project Corp. Project Corp. Project Corp. Project Corp. Project Corp. Project Corp. Project Corp.
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
FI-FGTS
Composición del Libro y Desembolsos Históricos
Política FI-FGTS
• FI-FGTS es el brazo de inversión del fondo de indemnización pública de Brasil
y se enfocará de ahora en adelante en la adquisición de debentures emitidos
por proyectos de infraestructura en los sectores de energía, saneamiento,
logística y transporte.
• En los años recientes, FI-FGTS se había enfocado en inversiones de equity,
que representaban más de 30% del portafolio del fondo en 2015.
• Asignación de recursos: los BRL 7.0 billones estarán limitados a 15
proyectos, con tickets individuales entre BRL 100 millones y BRL 1 billón.
• Anuncio Público 2017: los proyectos interesados deberían presentar sus
propuestas de financiamiento, incluyendo un Infomemo y la documentación
solicitada para el proceso de elegibilidad.
• Clasificación: las propuestas estarán clasificadas de acuerdo a los parámetros
(sistema de grados) detallado en el Anuncio Público, cubriendo aspectos tales
como el sector, la ubicación geográfica, la representatividad de FI-FGTS en el
financiamiento total, en número de trabajos creados, etc.

74
FDNE – Desembolsos Históricos
Los fondos recientemente confirmaron el interés de aumentar su participación en el financiamiento de proyectos de
energía
Fondos Regionales del Gobierno
Los fondos regionales del nordeste (FNE y FDNE) no han sido una fuente de financiamiento confiable
FNE – Desembolsos Históricos
En años recientes, la FNE no se ha enfocado en proyectos de infraestructura, pero más bien en micro/pequeñas compañías en los servicios agroindustrial,
industrial y de servicios.
[CELLRANGE] [CELLRANGE] [CELLRANGE]
[CELLRANGE] [CELLRANGE] [CELLRANGE] [CELLRANGE]
7,669
9,134
10,755 11,091
11,970
12,728
13,454
11,495
8,100
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016YTD
Infrastructure Others
Los desembolsos anuales de FDNE han sido muy inconsistentes a lo largo del tiempo. Hasta la fecha, dos proyectos concentran 68.9% del total desembolsado.
[CELLRANGE]
[CELLRANGE]
[CELLRANGE]
[CELLRANGE]
[CELLRANGE]
[CELLRANGE]
[CELLRANGE]
[CELLRANGE] [CELLRANGE]
71
196
1,335
468
184
1,037
2,671
763
387
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016YTD
Infrastructure Others
Fuente: Management Reports de Fondos Regionales del Gobierno, Agência Câmara, Información Pública
YTD Set16
YTD Set16
(BRL millones)
(BRL millones)

75
Sin embargo, los fondos regionales tienen un riesgo significativo de ejecución y la disponibilidad de recursos no
siempre es segura
FNE FDNE
Costo
Financiero(1)
9.0% p.a.
(incluyendo 15% bonus para buenos pagadores)
Plazo Hasta 20 años
Periodo Gracia COD + 6 meses
Amortización Esculpida
Participación Hasta 60% de ítems financiables
Covenants
Máximo Apalancamiento del Proyecto: 80%
DSCR ≥ 1.30x
Garantía
Colateral Proyecto +
Garantía Bancaria hasta Terminación de
Construcción
Costo
Financiero(1)
Entre 7.85% p.a. y 9.10% p.a.
(dependiendo del sector y ubicación del proyecto)
Plazo Hasta 20 años
Periodo Gracia COD + 6 meses
Amortización SAC
Participación Hasta 60% de ítems financiables
Covenants
Máximo Apalancamiento del Proyecto: 80%
DSCR ≥ 1.30x
Garantía
Colateral Proyecto +
Garantía Bancaria hasta Terminación de
Construcción
Fondos Regionales del Gobierno
Las condiciones de financiamiento para renovables son muy atractivas en términos de precio y plazo
Fuente: BNB – Banco do Nordeste
Notas: (1) El costo financiero es definido trimestralmente

Sección V.5
Mercado de Energía en LATAM - México

77
Generación de Energía en México
Se estima que el consumo de electricidad crezca a una CAGR de 4.6% desde 2014 a 2028, sobre el crecimiento del PIB. Actualmente, la
oferta excede la demanda
Visión General de CFE Desglose de Clientes de CFE por monto, 2015
La Comisión Federal de Electricidad (CFE) es la compañía del estado a
cargo de la generación, transmisión y distribución de electricidad
Por más de 10 años, los privados han sido capaces de participar en la
generación, aunque al comienzo fue para consumo propio, pero ahora
ciertos jugadores comerciales e industriales pueden comprar energía de
Productores Independientes de Energía (IPPs) y de vendedores
Existen 9 tipos de productores/fuentes de energía en el país. La Comisión
Reguladora de Energía (CRE) debe otorgar un permiso especial para
convertirse en uno
A diciembre 2015, habían 188 estaciones eléctricas (tanto operacionales
como en construcción avanzada) con 1,020 unidades de generación, de las
cuales 29 eran de IPPs
Desglose de Clientes de CFE por ingreso, 2015Permisos de Energía, abril 2016
Fuente: Comisión Regulatoria de Energía (CRE), INEGI, SENER, CFE
Residenti
al, 89.0%
Commerci
al/
Industrial,
11.0%
Residenti
al
27.0%
Industrial
57.0%
Commerci
al
8.0%
Agricultur
e
4.0%
Services
4.0%
569
277
243
131
47 36 32 7
0
100
200
300
400
500
600
Self-consumption
Smallproducers
Generation(CFE,
Outsourced)
Cogeneration
Imports
UPC
IPPs
Export

78
Generación de Energía en México
Evolución de generación de electricidad por fuente
A medida que el gas natural continua ganando participación como el input primario para generar electricidad, los precios deberían
continuar bajando
En los últimos 15 años, ha habido un cambio a energías más limpias, primariamente gas natural. Los renovables han crecido representando un ~10% de
participación. Otras fuentes incluyen eólicas, solar, biogás, etanol, geotérmica, diésel y coke
Fuel Oil
55.0%Natural
Gas
21.0%
Coal
10.0%
Hydroelec
tric
7.0%
Nuclear
5.0%
Other
2.0%
Fuel Oil
10.0%
Natural
Gas
54.0%
Coal
14.0%
Hydroelec
tric
6.0%
Nuclear
4.0%
Other
12.0%
Capacidad Instalada por Tecnología, 2015
Total: 54,852.2 MW
Combined
Cycle
36.3%
Hydrolectr
ic
21.9%
Steam
20.7%
Other
21.1%
Total CFE: 41,899 MW
IPPs
23.6%
CFE
76.4%
Hydrolectric
28.7%
Steam
27.2%
Combined
Cycle
18.1%
Carbon
12.8%
Gas Turbine
6.5%
Geothermal
2.1%
Internal
Combustion
0.7%
Eolic
0.3%Solar PV
0.0% Nuclear
3.7%
95.4% es ciclo
combinado y 4.6% eólico
Total IPPs: 12,952.8 MW
2000
2014

79
Productores Independientes de Energía en México
Note:
(1) A abril, 2016
(2) En 2014 la región noroeste registró el mayor aumento en CapEx de consumo propio, mientras que en 2015 fue el centro-oeste
Desglose principales jugadores privados por output1 Ubicación Geográfica1
Evolución de Ventas Anuales por Sector (TW/h)
26 Ciclo Combinado
28 unidades operacionales IPPs
Capacidad total: 14.1 GW
4 en construcción
Capacidad total: 2.3 GW
6 Eólico
2
6
3
1
2
1
2
1
2
6
2
3
1
30.0%
27.0%
12.0%
11.0%
8.0%
5.0%
4.0%3.0%
Other
Luego de la Reforma Energética en 2013, los IPPs y vendedores son capaces de vender directamente a un grupo seleccionado de
consumidores, con acceso completo a la red eléctrica nacional a precios no controlados
23.6% de la capacidad instalada de México viene de IPPs a abril 2016. En 2015, los IPPs produjeron 35.1% de los 253 TW/h
total generado
Generación Anual de Energía 2015
35.1%
18.3%
13.0%
12.3%
11.8%
4.4%
2.3%
1.9%
0.7%
0.2%
0.1%
0.0%
IPPs
Combined Cycle
Steam
Carbon
Hydroelectric
Nuclear
Geothermal
Gas Turbine
Internal Combustion
Others
Eolic
Solar PV
253,247.1
GW/hora 9.3 10.3 13.7
44.1
52.4
76.4
9.0 10.0 14.0
42.9
53.9
72.2
9.0 10.1
14.8
41.2
56.0
81.2
Public
Services
Agriculture Commercial Industry Households SMEs
2013 2014 2015
2014
2015 39.6
38.4
Usuarios de Energía Eléctrica (mm)
2013 37.4
+17%
Aumento en
consumo propio2
+19%

80
Mercado Mayorista de Energía
H
Con la Reforma de Energía de 2013 se creó el Centro Nacional de Control de Energía
(CENACE). Su propósito es ser un operador descentralizado de la red (transmisión y
distribución). Debe otorgar acceso justo a transmisión y aplicar la ley de energía
Transmisión
IPPs
Privado
(consumo propio,
otros)
Clientes calificados
Podrían escoger entre IPPs,
CFE y suministro propio
SMEs y hogares
Distribución
Mercado operado
por CENACE a
través de
transacciones
spot y subastas
Quién puede comprar energía a IPPs?
• Los consumidores con necesidades sobre 1 MW de capacidad instalada pueden comprar
energía a IPPs
• Para SMEs y hogares, CFE será el único vendedor con precios fijados por CFE
• La fijación de precios es impulsada por el mercado (spot, hora por delante, día por
delante)
Nota:
1. http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5443383&fecha=04/07/2016 , http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5442924&fecha=29/06/2016,
http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5423400&fecha=25/01/2016, http://www.cre.gob.mx/documento/faq-regulacion-electricos.pdf
CFE se mantendrá como el propietario de los activos de transmisión y distribución, pero CFE puede externalizar la operación. Para el
2018, CFE debería completar la separación de los tres negocios (generación, transmisión, y distribución) para ofrecer competitividad y
efectividad de mercado
Solo pueden comprar de CFE
Participantes de mercado
que firman contratos con
CENACE
• Compra y venta:
ￚ Electricidad
ￚ Servicios de energía
relacionados
ￚ Energía
ￚ Certificados de energía
limpia Marco y mayores referencias1
• El 8 de septiembre de 2015, la Secretaría de Energía (SENER)
publicó las Bases del Mercado Eléctrico en el Diario Oficial de la
Federación (DOF). Las Bases contienen reglas y
procedimientos para la administración y operación del mercado
de energía mayorista
• El 17 de junio de 2016 SENER publicó el Manual del Mercado
de Corto Plazo en el DOF

81
Existen 3 sistemas independientes en México: Baja California Sur (BCS), Baja California (BCA), y el Sistema Interconectado Nacional
(SIN). A su vez, el SIN está dividido en 7 regiones: Central, Noreste, Noroeste, Norte, Occidental, Oriental y Peninsular
BCA
Generación: 2,291
Intercambio neto: +82
Demanda: 2,373
BCS
Generación: 380
Demanda: 405
Noroeste
Generación: 3,109
Demanda: 4,076
Norte
Generación: 3,688
Demanda: 4,256
Noreste
Generación: 9,846
Intercambio neto: -1,459
Demanda: 8,387
Occidental
Generación: 6,230
Intercambio neto: +1,888
Demanda: 8,118
Central
Generación: 6,019
Intercambio neto: +1,441
Demanda: 7,460
Oriental
Generación: 9,812
Intercambio neto: -3,604
Demanda: 6,208
Peninsular
Generación: 924
Demanda: 1,611
Máxima demanda instantánea del día:
40,500 MW
Snapshot a las 14:39 horas, el 20 de julio de 2016 (MW)
Denota interconexión • 2,300 P-nodos (nodos de pricing). Además del
precio marginal incurrido para generar
electricidad, el precio incorpora la saturación
del sistema y pérdidas
• Se han desarrollado subastas para el mercado
de corto y largo plazo, con proyectos que
deberían comenzar a operar en 2018
Precios
El mercado está constituido por:
1. Mercado de corto plazo
2. Mercado de mediano y largo plazo
3. Mercado de energía
4. Mercado de certificados de energía limpia
5. Mercado de derechos de transmisión

82
Precios de Electricidad
Los precios en MXN han fluctuado contra el USD, siendo más altos desde 2004 hasta mediados de 2014. Sin embargo, con la creación
de un sistema de gasoducto nacional y la conversión siguiente a gas natural para muchas centrales, junto con la perspectiva macro del
commodity, México ha sido capaz de recoger todos los beneficios de esto, lo que ha llevado a precios de energía más bajos que en
EEUU
Nota:
(1) Precios de EEUU convertidos a MXN usando promedios anuales para datos hasta 2015 y promedios mensuales para datos de 2016
Fuente: SENER, SIE, EIA, Banxico
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Jan-16
Feb-16
Mar-16
Apr-16
May-16
Residential - U.S. Residential - Mexico
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Jan-16
Feb-16
Mar-16
Apr-16
May-16
Commercial - U.S. Commercial - Mexico
0.0
0.5
1.0
1.5
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Jan-16
Feb-16
Mar-16
Apr-16
May-16
Industrial - U.S. Industrial - Mexico
0.5
1.0
1.5
2.0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Jan-16
Feb-16
Mar-16
Apr-16
May-16
All sectors - U.S. All sectors - Mexico
Comparación de Precios para Hogares1 Comparación de Precios Comerciales, 20151
Comparación de Precios Industriales1 Comparación Precio Promedio Sistema, 20151
MXN por kWh MXN por kWh
MXN por kWh MXN por kWh
+16.4%
-21.6%
-33.6%
-32.3%
-31.7%
-29.3%

83
Comisión Federal de Electricidad
Desarrollos Recientes
Spectra Energy, Comunicado de Prensa
13 de junio, 2016
“Spectra Energy Corp anunció que su subsidiaria, Valley Crossing
Pipeline, LLC, ha sido adjudicada un proyecto de gasoducto de gas
natural intraestatal de 168 millas por la Comisión Federal de
Electricidad – compañía estatal sirviendo a más de 37 millones de clientes
– para proveer servicios de gas natural comenzando en el 2018 para
satisfacer las necesidades crecientes de generación de México”
“El líder global en la industria solar PV anunció hoy que ha ganado 3
proyectos solares totalizando 188 MW en México como parte de la
primera subasta de energía de largo plazo del país desde la
implementación de la Reforma de Energía. JinkoSolar desarrollará y
construirá los proyectos solares. Dos de los proyectos estarán localizados
en Yucatán y uno en Jalisco. Se espera que entre en operación a
mediados de 2018, donde toda la energía generada será vendida a la
Comisión Federal de Electricidad de México bajo un contrato de
compraventa de energía por un plazo de 15 años”
Jinko Solar, Comunicado de Prensa
13 de abril, 2016
Acciona, Comunicado de Prensa
13 de julio, 2016
“La firma del contrato sigue la oferta exitosa de ACCIONA para proveer
energía a la Comisión Federal de Electricidad en la subasta de energía de
marzo. La energía vendrá de un parque eólico de 168 MW que
ACCIONA construirá en Tamaulipas y que entrará en operación en 2018”
ACCIONA firma el primer contrato para la venta de energía renovable
resultando de las reformas de energía de México
JinkoSolar gana con Proyectos Solares de 188MW en la Primera
Subasta de México
Spectra Energy se adjudicó el proyecto de gasoducto Nueces-
Brownsville por US$1.5 billones para satisfacer necesidad critica de
gas natural en México líder
TransCanada, Comunicado de Prensa
13 de junio, 2016
“TransCanada Corporation anunció que su joint venture con IEnova,
Infraestructura Marina del Golfo, ha sido escogido para construir y operar
el gasoducto de gas natural Sur de Texas-Tuxpan de US$2.1 billones en
México. El proyecto será soportado por un contrato de servicio de
transporte de gas natural a 25 años por 2.6 billones de pies cúbicos por
día con la Comisión Federal de Electricidad”
Contrato de US$2.1 billones adjudicado a TransCanada en México
Ex-director de electricidad en México a establecer un partido gobernante
Financial Times
8 de julio, 2016
“Un mes después de sufrir una aplastante derrota en las elecciones
gubernamentales el partido gobernante del PRI está buscando a la cabeza de
la Comisión Federal de Electricidad para ser su nuevo líder. Enrique Ochoa,
que había servido como subsecretario de hidrocarburos, resignó como
director de CFE y es espera que esté instalado como líder del PRI la próxima
semana”

84
Sector de Energía en México
Subastas de Energía Renovable en México
 Separa las actividades de generación, transmisión, distribución y marketing de energía.
 Permite a los generadores privados proveer servicios anteriormente reservados para CFE.
Aprobación de la Ley de Electricidad de 2014
 CFE acordó comprar:
 6.4 TWh de energía por 15 años
 6.4 millones de Certificados de Energía Limpia por 20 años
 500MW de capacidad por 15 años
El crecimiento promedio de demanda anual estimado es más de 3.5% para los próximos 10 años, representando la necesidad de incorporar
38,000 MW de capacidad nueva para 2024. Se espera que estos requerimientos de electricidad se alcancen a través del desarrollo de la Red
Mayorista Eléctrica
 CENACE a conducir subasta de largo plazo (15 años) y corto plazo (3 años) al menos una vez al año
 Meta de alcanzar un 35% de energía limpia para 2024
 SENER estableciendo obligaciones mínimas de compra de CEL para participantes clave de mercado
 PPA finalizado después de la consideración de CENACE a comentarios de prestamistas y participantes de la industria
CFE está obligada a comprar energía exclusivamente en subastas competitivas conducidas por CENACE
CENACE condujo la primera Subasta renovable en marzo 2016

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